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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE PÓS-GRADUAÇÃO EM OCEANOGRAFIA FÍSICA, QUÍMICA E

GEOLÓGICA

ANGELO TEIXEIRA LEMOS

DETERMINAÇÃO DA ZONA DE EXCLUSÃO PARA AS ATIVIDADES DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO (P&D) DE PETRÓLEO NA REGIÃO DO BANCO DE ABROLHOS E

ADJACÊNCIAS

Orientador: Prof. Dr. Ivan Dias Soares

Rio Grande, Fevereiro de 2009

Dissertação apresentada à Comissão de Pós-Graduação

do Curso de Oceanografia Física, Química e Geológica - FURG, para obtenção do grau

de Mestre.

1

RESUMO

O presente estudo teve por objetivo realizar modelagens de diferentes cenários de

derramamentos de óleo em blocos de petróleo (BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e

ES-M-418) e em outros três cenários teóricos aonde não há blocos (CT-1, CT-2 e

CT-3) em áreas adjacentes ao Banco de Abrolhos, a fim de se determinar uma zona

de exclusão para as atividades de Pesquisa e Desenvolvimento de petróleo na

região. Foram realizadas simulações de 30 dias de derramamento de óleo de grau

API (American Petroleum Institute) leve e intermediário, utilizando como ferramenta

o modelo OSCAR, sendo alimentado com dados hidrodinâmicos simulados pelo

modelo POM e dados de vento sinótico simulados pelo modelo ETA, o qual foi

alimentado com dados de reanálise do NCEP. Os períodos abordados foram o

inverno e o verão do ano de 1989 e os resultados foram discutidos em termos das

variações de intensidade e direção do espalhamento causado pelo vento sinótico de

cada estação, assim como pelos processos de meso-escala e pela maré. O efeito

causado pela maré foi analisado através da comparação de simulações com e sem

maré. Apenas o bloco ES-M-418 e o CT-1 não ofereceram nenhum risco de

contaminação. Os blocos com resultados mais críticos de contaminação do óleo às

áreas de proteção são os blocos BM-CUM-1 e BM-CUM-2 da Bacia de

Cumuruxatiba nas simulações com óleo leve (BM-CUM-1 no inverno e BM-CUM-2

no verão) e intermediário (verão para ambos), onde em todos os cenários analisados

o óleo atingiu alguma área de preservação. Segundo os dados diferencias entre

verão e inverno com simulações com óleo leve e intermediário, o pior período

sazonal para ocorrência de um derramamento de óleo foi no verão com a utilização

de óleo intermediário. Concluiu-se que a maré influenciou fortemente nos resultados

probabilísticos de destino do óleo nos cenários de derramamento. Muitos fatores

mostraram influenciar nesse destino do espalhamento do óleo com a ausência dos

processos supra-inerciais, como a localização geográfica do derramamento, o tipo

do óleo utilizado nas simulações, os ventos predominantes e o comportamento da

maré na região. A ausência da maré nos dados hidrodinâmicos não permitiu

encontrar os cenários de pior caso de derramamento em simulações nos blocos BM-

CUM-1, BM-CUM-2 e J-M-259, principalmente no verão e utilização de óleo

intermediário, subestimando os cenários reais de derramamento. A zona de

exclusão englobou todos os blocos e cenários teóricos onde o óleo atingiu alguma

2

área de preservação ambiental e, portanto, se estendeu desde os limites sul da

Bacia do Jequitinhonha (aproximadamente 16oS, englobando o bloco J-M-259) até

os limites norte da Bacia do Espírito Santo (aproximadamente 19o

15’S).

3

ABSTRACT

This study presents a comparative analysis of several theoretical oil spill scenarios

occurring in the vicinity of the Abrolhos Bank, a preservation area located off the

Brazilian east coast. The main objective is to establish a zone of exclusion for oil

production activities in the region. The following petroleum blocks were considered in

the study: BM-CUM-1, BM-CUM-2, JM-259 and ES-M-418, as well as three other

theoretical blocks: CT-1 CT-2 and CT-3. The probabilistic oil spill simulations were

carried out for 30 days and considered two types of oil: low API type and

intermediate API type. The simulations were performed by the OSCAR model which

was fed by sinoptic wind data and hydrodynamic data simulated by the POM model.

Two distinct seasonal scenarios were studied: the austral winter and the austral

summer of 1989 and the results were discussed in terms of seasonal variability

caused by the winter/summer winds and differences in mesoscale instabilities. The

effect caused by tidal currents were analysed through the comparison between

simulations with and without the tides. Only the block ES-M-418 and CT-1 offers no

risk of contamination. The blocks with results more critical by oil contamination in the

areas of protection were BM-CUM-1 e BM-CUM-2 from Cumuruxatiba Basin in the

simulations with light oil (BM-CUM-1 on winter and BM-CUM-2 on summer) and

intermediate oil (summer to both), whereas in all the scenarios analyzed the oil

reached some area of preservation. The differential data between summer and winter

with simulation with light and intermediate oil showed that the worse seasonal period

to occur an oil spill was the summer with the use of intermediate oil. It was concluded

that the tide strongly influenced the probabilistic results of fate of oil in the spill

scenarios. Many factors have influenced these fate of the spreading of oil in the

absence of supra-inertial processes, such as the location of the spill, the type of oil

used in the simulations, the behavior of the prevailing winds and tides in the region.

The tide absence in the hydrodynamic data did not found the worst case scenarios of

the spill in simulations in blocks BM-CUM-1, BM-CUM-1 and J-M-259, mainly in

summer with use of intermediate oil, underestimating the real scenarios of spill. The

exclusion zone covered all blocks and theoretical scenarios where the oil have

reached some areas of environmental preservation and, so, extending itself from the

southern limits of Jequitinhonha Basin (approximately 16oS, covering the block J-M-

259) to the northern limits of the Basin of Espírito Santo (approximately 19o15'S).

4

AGRADECIMENTOS

- Certamente essa é uma das partes desse trabalho que eu estava muito ansioso em

escrever. Sem essas pessoas aqui citadas essa dissertação não teria saído.

- Meu primeiro agradecimento é a Deus. Sem Ele nada disso seria possível, e só eu e Ele

sabemos o quão foi difícil chegar até aqui. Mas valeu muito a pena.

- Meu segundo agradecimento sem dúvidas vai para minha família. Sem todos eles e a

confiança que depositam em quem eu sou no que eu posso me tornar, esse trabalho não

chegaria nem a começar.

- Meu terceiro agradecimento vai ao meu orientador Ivan Dias Soares e ao LENOC/FURG,

por ter aceitado me orientar e por toda ajuda que me ofereceu, com o máximo de paciência.

Por todo o incentivo à ciência, pelas ajudas financeiras nos cursos e viagens através da

ATLANTIS. E é claro, pelo bom humor de sempre.

- Agradeço enormemente a Isabel Machado e Gilberto Griep, pela força e incentivo moral

que me passaram assim que cheguei a Rio Grande, e a todas as experiências

compartilhadas durante as viagens e cursos.

- Agradeço ao PRH-27/ANP pelo apoio financeiro ao longo desses dois anos, sem o qual

certamente esse trabalho não certamente não seria possível.

- Gostaria de agradecer ao meu co-orientador Renato David Ghisolfi, por todos os

ensinamentos sobre o OSCAR e modelagem de derramamento de óleo, e pela

disponibilização dos novos computadores (ele sabe o desespero que fiquei para que eles

chegassem logo) durante os meses que passei em Vitória. Obrigado pela força.

- Agradeço a Mark Reed e Ben Hetland da SINTEF, por todas as conversas e apoio

científico na utilização do modelo OSCAR.

- Gostaria muito de agradecer a aos professores do Curso de Pós-graduação, certamente os

ensinamentos e experiências que obtive com os precursores da oceanografia no Brasil

ficarão guardados comigo pelo resto da vida.

- Gostaria de agradecer à SACC, pelo apoio financeiro disponibilizado para a realização do

curso sobre processos físicos no Chile, onde os ensinamentos obtidos ajudarão muito na

minha vida profissional.

- E por fim, e não menos importante, a todos os amigos que fiz aqui na universidade, e com

absoluta certeza muitas delas serão amizades para sempre, quem sabe profissionais um

dia.

5

“Conta certa lenda que estavam duas crianças patinando num lago congelado.

Era uma tarde nublada e fria e as crianças brincavam despreocupadas.

De repente, o gelo se quebrou e uma delas caiu, ficando presa na fenda que formou.

A outra, vendo seu amiguinho preso e congelado, tirou um dos patins

E começou a golpear o gelo com todas as suas forças,

Conseguindo por fim quebrá-lo e libertar o amigo.

Quando os bombeiros chegaram e viram o que havia acontecido,

Perguntaram ao menino: - Como você conseguiu fazer isso ?

É impossível que tenha conseguido quebrar o gelo,

sendo tão pequeno e com mãos tão frágeis !

Nesse instante, um ancião que passava pelo local, comentou:

- Eu sei como ele conseguiu.

Todos perguntaram:

- Pode nos dizer como ?!

- É simples - respondeu o velho. – Não havia ninguém ao seu redor,

Para lhe dizer que não seria capaz.”

(Albert Einstein)

6

SUMÁRIO CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO...............................................................................................................13

1.1 Introdução...........................................................................................................................14

1.2 Objetivos.............................................................................................................................16

1.2.1 Objetivo Geral.....................................................................................................16

1.2.2 Objetivos Específicos..........................................................................................17

1.3 Justificativa..........................................................................................................................17

1.4 Antecedentes da modelagem de derramamento de óleo...................................................18

CAPÍTULO 2: ÁREA DE ESTUDOS.....................................................................................................28

2.1 As bacias do Espírito Santo, Jequitinhonha e Cumuruxatiba.............................................29

2.2 Clima e regime de ventos...................................................................................................30

2.3 Aspectos oceanográficos....................................................................................................32

2.4 O Parque Nacional Marinho de Abrolhos...........................................................................37

2.5 Aspectos geológicos...........................................................................................................38

CAPÍTULO 3: CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DO PETRÓLEO.........................................44

3.1 Hidrocarbonetos de petróleo...............................................................................................45

3.2 Composição........................................................................................................................45

3.3 Propriedades físicas...........................................................................................................47

3.3.1 Massa específica, densidade e grau API............................................................47

3.3.2 Viscosidade.........................................................................................................48

3.3.3 Ponto de fluidez ou “pour point”..........................................................................49

3.3.4 Volatilidade..........................................................................................................49

3.3.5 Ponto de ignição.................................................................................................50

3.3.6 Solubilidade.........................................................................................................50

3.3.7 Tensão superficial...............................................................................................50

3.4 O comportamento do petróleo no mar................................................................................51

3.4.1 Processos intempéricos......................................................................................51

3.4.1.1 Espalhamento......................................................................................52

3.4.1.2 Evaporação.........................................................................................55

7

3.4.1.3 Dissolução...........................................................................................55

3.4.1.4 Dispersão natural................................................................................56

3.4.1.5 Emulsificação......................................................................................56

3.4.1.6 Sedimentação......................................................................................59

3.4.1.7 Foto-oxidação......................................................................................60

3.4.1.8 Biodegradação....................................................................................61

CAPÍTULO 4: LEGISLAÇÃO AMBIENTAL, O MODELO HIDRODINÂMICO POM E O MODELO DE

DERRAMAMENTO DE ÓLEO OSCAR................................................................................................62

4.1 Os aspectos da legislação ambiental industrial..................................................................63

4.2 A legislação ambiental da indústria do petróleo.................................................................63

4.3 A legislação ambiental voltada ao derramamento de petróleo...........................................65

4.4 O modelo hidrodinâmico POM (Princeton Ocean Model)...................................................68

4.5 A Modelagem numérica de derramamentos de óleo..........................................................69

4.6 O modelo de derramamento de óleo OSCAR (Oil Spill Contingency and

Response.............................................................................................................................70

CAPÍTULO 5: METODOLOGIA............................................................................................................74

5.1 Fluxograma de etapas metodológico..................................................................................75

5.2 A implementação do modelo POM na área de estudos.....................................................76

5.3 A importação de dados no modelo OSCAR.......................................................................77

5.4 Os parâmetros ambientais das simulações do OSCAR.....................................................80

5.5 As estratégias de modelagem............................................................................................81

CAPÍTULO 6: RESULTADOS E DISCUSSÕES..................................................................................88

6.1 Interpolações e padrões hidrodinâmico de verão e inverno............................................................90

6.2 Blocos licenciados pela ANP e Cenários Teóricos..........................................................................99

6.2.1 Período sazonal de verão................................................................................................99

6.2.1.1 Presença de processos supra-inerciais...........................................................99

6.2.1.1.1 Simulações com óleo leve................................................................99

6.2.1.1.2 Simulações com óleo intermediário...............................................101

6.2.1.1.3 Análise comparativa entre simulações com óleo

leve e intermediário.......................................................................106

8

6.2.1.2 Ausência de processos supra-inerciais..........................................................109

6.2.1.2.1 Simulações com óleo leve..............................................................109



leve e intermediário....................................................................... 114

6.2.1.3 Análise comparativa entre simulações com presença e

ausência de processos supra-inerciais.........................................................116



6.2.2 Período sazonal de inverno...........................................................................................121

6.2.2.1 Presença de processos supra-inerciais.........................................................121




leve e intermediário........................................................................128

6.2.2.2 Ausência de processos supra-inerciais..........................................................130




leve e intermediário.........................................................................135

6.2.2.3 Análise comparativa entre simulações com presença e

ausência de processos supra-inerciais..........................................................137



6.3 Análise comparativa entre simulações de verão e inverno...........................................................141

6.3.1 Simulações com óleo leve.............................................................................................142

6.3.2 Simulações com óleo intermediário...............................................................................145

6.4 A Zona de Exclusão.......................................................................................................................148

CAPÍTULO 7: CONCLUSÃO..............................................................................................................153

CAPÍTULO 8: REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...........................................................................158

9

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 - Bacias do Espírito Santo, Cumuruxatiba e Jequitinhonha................................................29

Figura 2.2 - Representação do Giro Subtropical do Atlântico Sul........................................................33

Figura 2.3 - Campo de velocidade sinótico a 10m de profundidade na região de estudos..................35

Figura 2.4 - Região do Banco de Abrolhos...........................................................................................37

Figura 2.5 - Feições geológicas da área de estudo..............................................................................39

Figura 2.6 - Detalhamento do Arquipélago de Abrolhos.......................................................................40

Figura 2.7a - Imagem LANDSAT TM de inverno do Arquipélago de Abrolhos.....................................42

Figura 2.7b - Imagem LANDSAT TM de verão do Arquipélago de Abrolhos.......................................43

Figura 3.1 - Representação esquemática do comportamento do óleo.................................................53

Figura 3.2 - Formação de emulsão água-óleo......................................................................................57

Figura 3.3 - Emulsão água-óleo semelhante a um “mousse de chocolate”..........................................57

Figura 3.4 - Microfotografia epi-fluorescente de aglomerados de óleo com minerais..........................60

Figura 4.1 - Fluxograma de processamento do modelo de dispersão de óleo OSCAR.......................73

Figura 5.1 - Fluxograma das etapas metodológicas.............................................................................75

Figura 5.2 - Batimetria da grade curvilinear simulada pelo modelo POM.............................................76

Figura 5.3 - Grade numérica utilizada no modelo OSCAR para a realização das simulações.............78

Figura 5.4 - Diagrama representativo dos níveis de profundidade utilizados no modelo OSCAR.......79

Figura 5.5 - Localização dos pontos de simulação de derramamento de óleo....................................83

Figura 5.6 - Composição padrão dos óleo Aquila e Belayim importados do OSCAR..........................84

Figura 5.7 - Diagrama dos cenários de simulação de derramamento na área de estudos..................87

Figura 6.1 - Padrão de circulação superficial de verão na área de estudos.........................................91

Figura 6.2 - Padrão de circulação superficial de inverno na área de estudos......................................92

Figura 6.3 - Padrão de circulação em 20 metros de profundidade na área de estudos.......................93

Figura 6.4 - Padrão de circulação superficial filtrado de verão na área de estudos.............................94

Figura 6.5 - Padrão de circulação superficial filtrado de inverno na área de estudos..........................95

Figura 6.6 - Padrão de circulação atmosférica superficial de verão na área de estudos.....................97

Figura 6.7 - Padrão de circulação atmosférica superficial de inverno na área de estudos..................98

10

Figura 6.8 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Figura 6.9 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m

de óleo

de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão, mostrando a probabilidade de chegada do

óleo em superfície nos blocos licenciados pela ANP..........................................................................104

3.dia-1

Figura 6.10 - Resultados de 80 simulações probabilísticas com aplicação de filtro para remoção de

processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m

de óleo

de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão, mostrando a probabilidade de chegada do

óleo em superfície nos cenários de derramamento nos cenários teóricos..........................................105

3.dia-1

Figura 6.11 - Profundidade e distribuição das componentes de velocidade u e v superficial no sistema

cartesiano para cada ponto analisado.................................................................................................118

de óleo de grau API

intermediário durante 30 dias durante o verão, mostrando a probabilidade de chegada do óleo em

superfície nos cenários de derramamento nos blocos licenciados pela ANP.....................................113

Figura 6.12 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Figura 6.13 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m

de óleo

de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno, mostrando a probabilidade de chegada

do óleo superficial nos cenários de derramamento nos blocos licenciados pela ANP........................126

3.dia-1

Figura 6.14 - Resultados de 80 simulações probabilísticas com aplicação de filtro para remoção de

processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m

de óleo

de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno, mostrando a probabilidade de chegada

do óleo superficial nos cenários de derramamento nos cenários teóricos..........................................127

3.dia-1

Figura 6.15 - Padrão de circulação superficial filtrado de inverno no dia 30/05/89............................137


intermediário durante 30 dias durante o inverno, mostrando a probabilidade de chegada do óleo em

superfície nos cenários de derramamento nos blocos licenciados pela ANP.....................................134

Figura 6.16 - Padrão de circulação superficial de inverno nos dias 13/07/89....................................148

Figura 6.17 - Localização da área de estudos com a delimitação da zona de exclusão....................149

11

LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1 - Classificação dos tipos de óleo.........................................................................................48

Tabela 3.2 - Propriedades físicas dos tipos de óleo.............................................................................51

Tabela 5.1 - Localização dos pontos de simulação de derramamento de óleo....................................82

Tabela 6.1 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Tabela 6.2 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m

de óleo

de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-

418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3.......................................................................................100

3.dia-1

Tabela 6.3 - Resultados diferencias de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192

m

de óleo

de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-

259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3....................................................................102

3.dia-1

Tabela 6.4 - Resultados de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos filtrados para a

remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-

CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3............................106

3.dia-1



de óleo de grau

API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-

418.......................................................................................................................................................109

3.dia-1

Tabela 6.6 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos

filtrados para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m

de óleo de grau

API intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-

M-418...................................................................................................................................................111

3.dia-1

Tabela 6.7 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com e sem aplicação de filtro

de alta freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de

192 m

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-

CUM-2, J-M-259 e ES-M-418..............................................................................................................114

3.dia-1

Tabela 6.8 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com e sem aplicação de filtro

de alta freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de

192 m

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-

CUM-2, J-M-259 e ES-M-418..............................................................................................................116

3.dia-1 de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-

1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418...................................................................................................120

12

Tabela 6.9 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Tabela 6.10 - Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m

de óleo

de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-

M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3..................................................................................121

3.dia-1

Tabela 6.11 - Resultados diferencias de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192

m

de óleo

de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-

259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3....................................................................123

3.dia-1



de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-

CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3............................128

3.dia-1



de óleo de grau

API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-

418.......................................................................................................................................................130

3.dia-1

Tabela 6.14 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos

filtrados para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m

de óleo de grau

API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e

ES-M-418.............................................................................................................................................132

3.dia-1

Tabela 6.15 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com e sem aplicação de

filtro de alta freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento

de 192 m

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1,

BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418.......................................................................................................135

3.dia-1

Tabela 6.16 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com e sem aplicação de

filtro de alta freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento

de 192 m

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1,

BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418.......................................................................................................138

3.dia-1

Tabela 6.17 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas nos cenários de verão e

inverno com derramamento de 192 m

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-

CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418..........................................................................................140

3.dia-1

Tabela 6.18 - Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas nos cenários de verão e

inverno com derramamento de 192 m

de óleo de grau API leve durante 30 dias nos blocos BM-

CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e cenários teóricos CT-1, CT-2 e CT-3..............................142

3.dia-1

Tabela 7.1 - Blocos licenciados pela ANP que ofereceram riscos de contaminação às áreas de

proteção ambiental..............................................................................................................................157

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias nos

blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e cenários teóricos CT-1, CT-2 e CT-3............144

13

CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO

1.1 Introdução

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo geral

1.2.2 Objetivos específicos

1.3 Justificativa

1.4 Antecedentes da modelagem de derramamento de óleo

14

1.1 Introdução

O petróleo é a principal fonte de energia do planeta, movendo uma indústria

presente em todos os setores da sociedade. O petróleo não é usado somente como

fonte de energia, existe uma ampla gama de produtos derivados do seu refino e

tratamento, utilizados por toda a sociedade em diversas atividades.

Derramamentos de petróleo no meio marinho e costeiro estão entre os impactos

sócio-ambientais mais graves e danosos existentes na atualidade. A indústria do

petróleo é a atividade que apresenta o maior risco de acidentes ambientais com

derramamentos em todas as suas etapas de atividades, desde a perfuração até a

distribuição (SILVA, 1996).

Os grandes acidentes com derramamento de óleo atraem a atenção de toda a

sociedade e da mídia, sendo classificados como acidentes crônicos, de alto impacto

sócio-ambiental e de grandes proporções, que ocorrem geralmente em acidentes

com petroleiros e plataformas de petróleo. Porém, existem os chamados

derramamentos agudos, de pequeno volume, que ocorrem corriqueiramente. Este

último tipo de derramamento também merece bastante atenção, pois geralmente

ocorre em problemas nas tubulações, nos estaleiros, e em processos de carga e

descarga do petróleo e seus derivados. Diferentes zonas contaminadas por petróleo

possuem diferentes características de cenário, dependendo das propriedades dos

poluentes, condições hidrodinâmicas, e uma variedade de características físicas,

químicas, biológicas e dos processos de interação entre eles (POURVAKHSHOURI

et al., 2005). Dentre as características mais relevantes a mais significativa é o tipo de

óleo, pois quanto mais pesado ele for mais problemático será o impacto causado por

ele, devido a sua alta viscosidade, uma característica mais pronunciada em águas

frias e durante os meses de inverno (ANSELL et al., 2001).

A questão da poluição por óleo nos oceanos, incluindo os estuários, está

relacionada a dois aspectos potencialmente opostos da atividade humana: por um

lado existe a poluição resultante de atividades empreendidas com o intuito de

atender às necessidades da sociedade - a extração, o transporte, e o uso do

petróleo como fonte de energia - e por outro há um forte anseio na preservação dos

recursos vivos marinhos (KAMPEL E AMARAL, 2001).

15

Um derrame de óleo pode gerar uma série de impactos sobre os organismos,

ecossistemas e nas atividades costeiras, prejudicando a recreatividade como banho

de praia, mergulho, pescaria, e gerando contestações por parte da população, do

comércio (hotéis, restaurantes, turismo, etc.), do governo local, de indústrias que

usam recursos do mar e outros setores da sociedade que se utilizam do ambiente

afetado (KHANNA E BARUA, 2001).

O equilíbrio sustentável entre as atividades da indústria do petróleo com os aspectos

ambientais é o principal objetivo dos pesquisadores e empresários de ambos os

lados, buscando soluções plausíveis e adequadas para uma maior exploração do

recurso, sem degradar o meio ambiente.

Nesse sentido, uma poderosa ferramenta disponível para a comunidade científica

com a finalidade de conciliar os caminhos entre exploração e preservação é a

modelagem de derramamentos de óleo. Um grande número desses modelos está

sendo usado pela comunidade científica atualmente. Esses modelos vão desde

simples determinações de trajetórias ou monitoramento de partículas, até modelos

tridimensionais de trajetórias de óleo que incluem em suas simulações ações de

resposta, processos biológicos, etc. (REED et al., 1999). A modelagem de

derramamento de óleo define a área de influência indireta da atividade de petróleo,

na qual se baseia todo o diagnóstico ambiental, bem como define cenários através

das simulações, permitindo a elaboração de estratégias necessárias ao atendimento

emergencial de acidentes que envolvam derramamento de óleo no mar, no contexto

do plano de emergência individual. Constitui, segundo a Companhia de Tecnologia

de Saneamento Ambiental do Estado de São Paulo (CETESB, 2003), como uma

ferramenta fundamental na elaboração do estudo e da gestão das atividades de

exploração e produção. É nesse contexto que o presente trabalho se baseia, na modelagem de cenários de

derramamentos de óleo em blocos de petróleo licenciados pela ANP (Agência

Nacional do Petróleo) em áreas adjacentes ao Banco de Abrolhos, forçados por

dados hidrodinâmicos do modelo POM (Princeton Ocean Model), a fim de se

determinar uma zona de exclusão para as atividades de Pesquisa e

Desenvolvimento (P&D) de petróleo na região. A região do Banco de Abrolhos e

adjacências apresenta-se como uma área de extrema sensibilidade a acidentes

ambientais, devido à presença de uma rica fauna e flora marinha presentes na

16

região (site oficial do Ministério do Meio Ambiente – www.mma.gov.br). O modelo de

derramamento de óleo a ser utilizado neste estudo é o OSCAR (Oil Spill

Contingency and Response), um modelo da Fundação de Pesquisa Científica e

Industrial do Instituto de Tecnologia da Noruega (SINTEF Applied Chemistry) de

amplo uso a nível mundial para estudos referentes a suporte a ações de resposta a

derramamentos de óleo, avaliação de logística e estratégias de resposta a esses

derramamentos, análise de risco e avaliação de impactos (REED et al., 1999). A

aplicação desse modelo requer dois conjuntos de informações básicas: 1 -

informações sobre forçantes ambientais (hidrodinâmica e regime de ventos) e 2 -

dados físico-químicos do óleo.

O trabalho está organizado da seguinte forma: no Capítulo 1 são apresentados,

além dessa introdução, os objetivos, as justificativas e os antecedentes da

modelagem de derramamento de óleo no mar; no Capítulo 2 é feita uma análise

geral da área de estudo, a região costeira do Espírito Santo e sul da Bahia, com

suas características geológicas, biológicas, oceanográficas, meteorológicas, e uma

abordagem sobre o Parque Nacional Marinho de Abrolhos; as características físico-

químicas do petróleo são apresentadas no Capítulo 3; os aspectos da legislação

ambiental e as descrições dos modelos POM e OSCAR são mostrados no Capítulo

4, enquanto que a metodologia é descrita no Capítulo 5; os resultados e discussões

são apresentados no Capítulo 6 e, por fim, a conclusão e as referências

bibliográficas são mostradas nos Capítulos 7 e 8 respectivamente.

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo Geral: Determinar uma zona de exclusão para as atividades de

pesquisa e desenvolvimento (P&D) de petróleo na região do Banco de Abrolhos e

adjacências.

http://www.mma.gov.br/�

17

1.2.2 Objetivos Específicos:

- Implementar o modelo OSCAR para a região de estudo, analisando a distribuição

sazonal de correntes simuladas pelo modelo POM;

- Determinar quais blocos leiloados pela ANP oferecem riscos de contaminação para

áreas de preservação ambiental do ecossistema de Abrolhos e Área de Proteção

Ambiental (APA) Ponta das Baleias.

- Verificar os efeitos das correntes de alta freqüência (banda supra-inercial) no

espalhamento do óleo na área de estudos.

1.3 Justificativa

Nos dias atuais, o petróleo é o recurso natural que melhor personifica o debate entre

preservação do meio ambiente e exploração do recurso natural. A indústria do

petróleo trabalha com riscos potenciais, em todos os seus segmentos, seja no

upstream (exploração), midstream (produção) ou downstream (transporte, logística e

distribuição). No entanto, os registros indicam que o maior índice de acidentes no

setor petroleiro ocorre durante o transporte de cargas, merecendo atenção

redobrada nesse setor, principalmente na produção offshore.

Vazamentos de petróleo no mar prejudicam de forma intensa e duradoura a vida

marinha, desde o fitoplâncton até as aves. As manchas de óleo impedem ou

diminuem a entrada de luz no mar, o que prejudica a fotossíntese, e o óleo também

impregna as penas das aves, matando-as por hipotermia, destrói as vias

respiratórias dos mamíferos, interfere nos quimio-receptores de animais migratórios,

deixando-os desorientados, afeta as atividades de quem vive da pesca e do turismo,

promovendo, de modo geral, perdas irreparáveis (CARDOSO, 2005).

Segundo dados do IBAMA apresentados no Guia de Licenciamento Ambiental das

Atividades de Perfuração de Óleo e Gás - 4º Rodada de Licitações, se ocorrer um

derramamento de óleo no Bloco Marítimo Cumuruxatiba-3 (BM-CUM-3) as correntes

de nordeste podem levar o óleo na direção do Parque Nacional (PARNA) Marinho de

Abrolhos e APA Estadual da Ponta das Baleias/Abrolhos. O bloco mencionado

18

possui extrema proximidade à Abrolhos e a APA Caraiva/Trancoso. As demais

rodadas de licitações que por ventura ocorrerão, estão oferecendo blocos

exploratórios situados cada vez mais próximos à região de proteção ambiental.

Outros blocos, localizados na Bacia do Jequitinhonha e na Bacia do Espírito Santo,

também possuem indícios de oferecerem riscos ao PARNA de Abrolhos caso ocorra

um eventual derramamento de petróleo.

No entanto, a maior parte dos estudos hidrodinâmicos feitos na região não levam em

consideração as correntes de alta freqüência, como a maré, brisa e movimentos

inerciais.

Os resultados aqui apresentados mostram que essas correntes podem causar um

espalhamento considerável do óleo.

O conjunto formado pelos bancos de Royal-Charlotte e Abrolhos são os mais ricos

recifes de corais do Brasil, e são significantemente diferentes daqueles descritos na

literatura tanto em termos de morfologia das estruturas recifais quanto ao tipo de

sedimento do fundo, e aos principais organismos construtores (LEÃO, 1999).

Segundo o site oficial do Parque Nacional Marinho dos Abrolhos

(www.abrolhos.com.br), o banco apresenta uma grande diversidade de fauna

marinha, com inúmeras espécies de peixes, moluscos, corais, esponjas, etc. Para a

fauna terrestre destacam-se as aves que se reproduzem nas ilhas: atobás (Sula

leucogaster), trinta-réis (Anous stolidus), fragata (Fregata magnificens) e a grazina

(Phaethon aethereus). A baleia Jubarte (Megaptera novaeangliae) e as tartarugas

marinhas também procuram o parque para se reproduzirem.

Sendo assim, é de suma importância a presente proposta de trabalho a fim de

avaliar danos acidentais de derramamento de óleo em áreas de preservação

ambiental.

1.4 Antecedentes da modelagem de derramamento de óleo

Fay (1969), que foi um dos precursores no estudo da fluidodinâmica de derrames de

petróleo, caracterizou o comportamento de uma mancha de petróleo a partir das

forças que atuam no espalhamento da mesma dividindo o fenômeno em três

19

regimes, gravitacional-inercial, gravitacional-viscoso e viscoso-tensão superficial.

Assim, derivou a partir da análise de ordens de grandeza, correlações para

derrames de volume constante com formas idealizadas. Estas correlações

permitiram avaliar, em função do tempo transcorrido a partir de produzido o

derramamento, o tamanho de manchas unidimensionais ou circulares (modelo axi-

simétrico) se espalhando em águas totalmente calmas. Estas correlações foram

deduzidas separadamente para cada um dos regimes de espalhamento

mencionados, fazendo-se um balanço entre as forças predominantes em cada fase.

Posteriormente, Fay (1971) revisou as fórmulas de espalhamento e acrescentou

coeficientes obtidos empiricamente que melhoraram a capacidade preditiva das

correlações obtidas em seu trabalho inicial.

Fannelop e Waldman (1971) fizeram um estudo teórico do espalhamento sob os

regimes inercial e viscoso, integrando na espessura da mancha as equações da

conservação da massa e quantidade de movimento na forma bi-dimensional (2DYZ

Hoult (1972) levou em conta as correntes advectivas propondo que o espalhamento

do óleo pode ser visto como composto de duas partes: a advecção devida às

correntes e os ventos e a tendência natural do óleo a se espalhar em águas calmas.

No mesmo trabalho, o autor reformulou as equações de Fay (1971) e as

desenvolveu através de soluções de similaridade das equações do movimento

aplicadas a mancha de óleo.

)

e utilizando uma correlação aproximada para avaliar a tensão de cisalhamento da

camada limite de água sobre o óleo. O regime de espalhamento em tensão

superficial é equacionado aproximadamente, fazendo-se um balanço de forças na

borda da mancha e utilizando a mesma correlação para a tensão de cisalhante na

interface. Os resultados são utilizados para avaliar de forma teórica os coeficientes

para as correlações, obtendo boas aproximações com aqueles obtidos em Fay

(1971) exceto para o regime de espalhamento em tensão superficial, onde o erro é

um pouco maior.

Buckamster (1973) apresentou um modelo apenas considerando o espalhamento

gravitacional-viscoso. O autor apresentou uma solução analítica por séries e uma

solução numérica. Esta solução, similar à de Hoult (1972) e diferentemente da

apresentada por Fay (1971), não deixou parâmetros livres a serem ajustados

empiricamente.

20

DiPietro e colaboradores (1978) fizeram um estudo teórico bi-dimensional do

espalhamento unidirecional da expansão de uma mancha de óleo sob os três

regimes de espalhamento. O modelo se baseou na resolução das equações do

movimento aplicadas à mancha de óleo, acopladas com as equações da camada

limite da água através de um método de perturbação e solução por similaridade,

utilizando como parâmetro de perturbação a relação entre a espessura da mancha e

sua largura. O fato de considerar este parâmetro pequeno levantou a hipótese de

que os vetores normais às superfícies da mancha são verticais. Esta hipótese foi

considerada na maioria dos modelos.

Hess e Kerr (1979) apresentaram um modelo para o espalhamento do óleo devido à

gravidade e ao transporte causado pelas correntes e ventos de uma mancha de óleo

derramada no mar. Este modelo utilizou as equações de conservação da massa e

quantidade de movimento aplicadas às manchas de óleo integradas na direção

vertical. Além disso, o modelo considerou o espalhamento sob os três regimes, já

que levou em conta todas as forças atuantes sobre a mancha, gravidade, tensão

superficial, inércia e viscosidade.

Foda e Cox (1980) estudaram o espalhamento unidirecional de uma mancha de óleo

considerando apenas o regime de espalhamento em tensão superficial através de

uma solução de similaridade, resolvendo numericamente as equações ordinárias

resultantes.

Benqué e colaboradores (1982) apresentaram um modelo bi-dimensional para

regime gravitacional-viscoso. O modelo é similar ao apresentado por Hess e Kerr

(1979), porém não considerou as forças inerciais e de tensão superficial. Pelo fato

dos termos convectivos não serem considerados, as equações do movimento

mostraram-se simplificadas, já que estas resultaram de um balanço entre as tensões

devidas às correntes, aos ventos e as forças gravitacionais. Logo, as velocidades

foram isoladas das equações do movimento e substituídas na equação da

conservação da massa, resultando em uma única equação para o cálculo da

espessura da mancha de petróleo.

Shen e Yapa (1988) utilizaram as correlações de Fay (1971) em superposição com

um algoritmo de Parcelas Discretas Lagrangeanas (Lagrangian Discrete-Parcel

Algorithm) para avaliar a advecção e o espalhamento. Este modelo também

considerou derrames contínuos e instantâneos, levando em conta a difusão

21

turbulenta horizontal através de um procedimento de caminho aleatório, evaporação,

diluição e deposição na costa. O modelo tem demonstrado ser preciso no cálculo da

trajetória e com baixo custo computacional.

Venkatesh (1988) apresentou o modelo do Serviço Canadense de Atmosfera e Meio

Ambiente (AES Oil Spill Model), baseado em uma equação de convecção-difusão de

espécies.

Cuesta e colaboradores (1990) utilizaram o modelo de Benqué e colaboradores

(1982) melhorando as condições de contorno para quantificar, dispersão e

acumulação do óleo sobre a linha de costa e permitiu a saída de massa do domínio

de cálculo. Na avaliação das velocidades de transporte foram consideradas as

correntes de maré, correntes residuais e os ventos no local. Além disso, o modelo

levou em consideração a evaporação, através de um modelo de decaimento

logarítmico apresentado por Stiver e Mackay (1984) e foi implementado em

coordenadas generalizadas, para facilitar o tratamento das geometrias. O modelo foi

testado e comparado com valores observados do derrame do petroleiro Amoco

Cadiz, mostrando bons resultados.

Após a revisão do desenvolvimento de códigos e teorias sobre os modelos de

derramamento de óleo e suas inovações, serão abordados a seguir os exemplos de

aplicações de alguns modelos de derramamento de óleo, como o ADIOS, o

GNOME, o OILMAP e o OSCAR. De forma geral, os modelos de derramamento de

óleo podem ser probabilísticos e/ou determinísticos. Os primeiros fornecem cenários

de probabilidade de uma determinada característica especificada pelo usuário como,

por exemplo, a probabilidade de chegada de óleo na costa. A probabilidade é

calculada com base na compilação dos resultados de uma série de simulações

determinísticas, inicializadas em datas determinadas dentro do período de tempo de

interesse da simulação. Os modelos probabilísticos têm a capacidade de considerar

a variabilidade das forçantes ambientais por meio da variação aleatória do momento

de início do derramamento dentro do período dos dados de entrada, como ventos e

correntes.

Os modelos determinísticos são realizados para a análise de um determinado

cenário em específico como, por exemplo, o que resultou em maior volume de óleo

na costa a partir de resultados de modelos probabilísticos. Em modelos

22

determinísticos podem ser incorporados estratégias de resposta a derramamentos,

devido a simularem um cenário único.

Segundo Lehr e colaboradores (2002), o modelo ADIOS (Automated Data Inquiry for

Oil Spills), que foi desenvolvido por pesquisadores norte-americanos, é um dos

modelos de derramamento de óleo mais utilizados no mundo, contendo até 1.000

tipos de óleos e produtos combinados com processos ambientais em seu banco de

dados (LEHR et al, 1994). Os primeiros autores, que são responsáveis por melhorias

dos códigos das primeiras versões do modelo, desenvolveram o modelo como

sendo capaz de interagir com quatro processos de intemperismo (evaporação,

espalhamento, dispersão vertical do óleo na coluna d’água e emulsificação), com

aspectos ambientais (correntes, ondas, ventos, etc.) e de processos de limpeza e

recolhimento. Assim, ambos os grupos de autores afirmaram que os mais

importantes aspectos dos modelos de derramamento de óleo são os que

representam eficientemente as análises ambientais em seus códigos, e o ADIOS se

enquadra nessa classificação.

Devido ao modelo ADIOS vir provido de técnicas de limpeza e recolhimento de óleo

derramado, Etkin (1990) analisou os resultados desse modelo para os processos de

limpeza e recolhimento bem como os custos associados a tais processos. O autor

concluiu que os resultados de custos relacionados a limpeza e recolhimento de óleo

derramado é bem representado pelo modelo ADIOS, e que ele fornece uma boa

premissa da quantidade de recursos financeiros que o poluidor irá gastar para

recuperar o meio ambiente em caso de derrame, levando-se em consideração o

ambiente que ele ocorre.

Segundo Beegle-Krause (1998), o modelo GNOME (General NOAA Oil spill

Modeling Environment) foi designado para ser um modelo de trajetória usado em

três diferentes formas: Padrão, Saída SIG (Sistema de Informação Geográfica) e o

Diagnóstico. O modelo imprime as trajetórias do óleo na tela com o auxílio de

ferramentas SIG, além de proporcionar imagens lagrangeanas do movimento do

óleo. As duas primeiras formas do modelo incorporaram informações hidrográficas

regionais conjuntas com mapas, correntes oceânicas e parâmetros físico-ambientais

do modelo, incluindo tópicos de ajuda.

O modelo GNOME foi aplicado por Mearns e colaboradores (2001) para avaliar a

trajetória e espalhamento ao longo do tempo de um derramamento de óleo próximo

23

a costa numa região sob influência da Corrente da Califórnia, no oeste dos Estados

Unidos. O trabalho visou mostrar os efeitos do derramamento sobre a comunidade

biológica e distinguir, em diferentes passos de tempo, os efeitos do óleo sobre cada

grupo biológico. Em resumo, o trabalho conseguiu concluir que a região costeia da

Califórnia é bastante sensível a um derramamento de óleo nos padrões testados,

devido à rica fauna e flora da região costeira analisada, e que o modelo serviu para

evidenciar preventivamente o tempo e concentração do óleo quando ele atinge tais

regiões.

Um dos modelos de derramamento de óleo mais empregados pela comunidade

científica do setor é o OILMAP. O modelo foi designado para simplificar a interação

dos usuários com o conjunto sofisticado de ferramentas de modelagem de óleo

(JAYKO E HOWLETT, 2002), além de proporcionar melhor inserção de dados físico-

ambientais e químicos do óleo (ANDERSON, 1998). O modelo permitiu, através de

uma interface simplificada, a inserção da localização geográfica, dados de entrada

(ventos, correntes, ondas, dados do óleo) e visualização de dados de saída.

O sistema OILMAP incluiu os seguintes modelos: um modelo de trajetória e

transformações (trajectory and fates) para o óleo de superfície e sub-superfície, um

modelo de resposta a derramamento de óleo, modelos probabilísticos, e um modelo

receptor que através do método inverso localizou a origem do derramamento a partir

de informações da posição da mancha (CAMPOS E YASSUDA, 1997). O modelo de

trajetória e transformações previu o transporte e a degradação do óleo a partir de

derramamentos instantâneos e contínuos. As estimativas demonstraram a

localização e concentração do óleo de superfície e sub-superfície versus o tempo. O

modelo estimou a variação temporal da cobertura de área, espessura da mancha, e

viscosidade do óleo. Os processos de transformações biogeoquímicas no modelo

incluíram dispersão, evaporação, entranhamento (ou arrastamento) e dispersão

natural (por suspensão e emulsificação).

López e colaboradores (2006) utilizaram o OILMAP para realizar uma série de

simulações de derramamento de óleo cru em um local na Plataforma de Casablanca

(Tarragona, Espanha), considerando 51 toneladas de óleo e um vento de 1 m.s-1. O

modelo mostrou com as simulações que os hidrocarbonetos não atingiram a costa

mesmo num período de 54h, e que o mesmo teve 39.2% de seu volume evaporado,

onde o óleo remanescente aumentou de viscosidade.

24

López e colaboradores (2007) também realizaram diferentes simulações de

derramamentos de óleo no porto de Ibiza (Ilhas Baleares, Espanha) utilizando

12.500 litros de óleo diesel, correntes típicas da área e vento de 3 m.s-1

O OILMAP também foi utilizado por Anderson e Atkinson (1996) como modelo de

trajetória de derramamento de óleo forçado por dados de estações de vento em

tempo real em Rhode Island (EUA). As estações meteorológicas cobriram uma

ampla área costeira dos Estados Unidos, e serviram de base para forçar o óleo. O

modelo, o qual foi licenciado pela empresa ASA (Applied Science Associates) dos

Estados Unidos, foi implementado com dados de vento tratados para poderem ser

inseridos no modelo em formato compatível e, assim, predizer a trajetória e destino

do óleo. O uso do modelo em uma operação local com uma coleção de dados de

vento proporcionou resultados satisfatórios com precisão de cenários de

derramamento de óleo na costa nordeste dos Estados Unidos, permitindo dessa

forma um melhor preparo das equipes de contenção e remoção em caso de

acidente.

na direção

oeste. Os autores consideraram o modelo adequado para a região e condições

aplicadas, além de informarem que ações de remediação e utilização do plano de

contingência da região devem ser feitas rápidas e eficientemente, a fim de não

permitirem que o óleo atinja a região costeira próxima ao porto.

Clem (2007) também utilizou o OILMAP em sua tese de doutorado para demonstrar

como o comportamento do óleo reagiu com a entrada de dados de vento e correntes

de modelos numéricos da Naval Oceanographic Office, Fleet Numerical Meteorology

e do Oceanography Center no Estreito de Hormuz (Golfo Persa). O autor observou

que ventos com menos de 5 m.s-1 no Estreito não afetaram o deslocamento de uma

mancha de óleo em uma situação em que a corrente foi de 10-15 cm.s-1

O modelo OSCAR foi desenvolvido especificamente para auxiliar nas tomadas de

decisão relacionadas a ações de resposta e contingência de derramamentos de

óleo. Como conseqüências ambientais são componentes importantes para esse tipo

de decisão, o modelo permitiu avaliar os potenciais efeitos de derramamentos na

coluna de água, na superfície, nos sedimentos e na linha de costa.

, e que

dados de maré juntamente com dados de corrente determinaram melhor o destino

do óleo nessa região do que somente dados meteorológicos.

25

Reed e colaboradores (1999) usaram o modelo OSCAR para avaliar o

derramamento de óleo em uma região offshore da Namíbia. Nesse estudo os

pesquisadores utilizaram como cenários poços localizados a 180, 290 e 100 km da

costa mais próxima, implementando o modelo com dados de vento, correntes e

marés próprias da região, e supondo um derrame de 11.000 barris.dia-1 de óleo cru

leve (em 10 dias) e 150m3

Daling e Strom (1999) realizaram testes laboratoriais para verificar os processos de

intemperismo do óleo no mar, e compararam os resultados de análises de campo

com os dados obtidos do modelo OSCAR. O resultado foi bastante satisfatório, com

uma boa margem de correlação em todos os processos analisados e presentes no

modelo, mostrando a sua eficiência para os processos físico-químico-ambientais.

de óleo diesel. O cenário utilizando óleo diesel

demonstrou que o óleo é rapidamente dispersado naturalmente, sempre em

condições de ventos fracos, não oferecendo riscos às comunidades biológicas ou à

costa. No primeiro cenário de derrame, com óleo cru leve, o modelo mostrou que o

recolhimento mecânico reduziu (e em alguns casos eliminou) as conseqüências

ambientais nos cenários de pior caso. A aplicação de dispersante na superfície

também reduziu os riscos potenciais.

Diversos testes foram realizados para demonstrar a eficiência do modelo OSCAR,

dentre eles, e um dos mais importantes, é em relação às ações de resposta a um

derramamento de óleo, visto os custos que tais operações requerem. Nesse

contexto que Reed e colaboradores (1995) elaboraram um estudo em que

simularam um derramamento pequeno (<500m3

Aamo e colaboradores (1997) realizaram 48 diferentes simulações com o modelo

OSCAR para avaliar seus aspectos de sensibilidade, focando em parâmetros que

afetaram direta ou indiretamente os processos ambientais. As principais conclusões

dos autores apontaram que o número de partículas utilizadas no modelo refletiu em

) e utilizaram cenários de

equipamentos disponíveis (diferentes modelos e taxas de recolhimento), tempo de

mobilização, óleo cru tipo A e B, pessoal disponível e diferentes condições

ambientais. Nesses testes os autores analisaram estatisticamente os resultados

obtidos, e comprovaram, segundo os cenários realizados, que o modelo OSCAR é

bem adaptado a unir os modelos de destino e concentração do óleo com medidas de

resposta ao derramamento, sendo capaz de simular situações reais de combate ao

derrame.

26

pouca influência no balanço de massa final, e que em águas calmas a eficácia das

operações de recolhimento afetou fracamente a quantidade total de óleo recolhido,

já em águas em regiões com velocidade de vento maiores, a quantidade total de

óleo recolhido foi fortemente em função da eficácia. Os autores concluíram também

que a quantidade de óleo que é quimicamente dispersada por helicópteros foi mais

dependente do retardamento devido às viagens de reabastecimento do que sobre a

própria eficácia do dispersante.

Reed e colaboradores (2004) também avaliaram a aplicação de dispersantes em

manchas de óleo em águas rasas na baía de Matagorda, Texas, usando diferentes

cenários de derramamento. Eles observaram que o modelo funcionou corretamente,

principalmente na interação óleo-sedimento, e que o OSCAR foi capaz de simular a

aplicação de dispersantes mesmo em áreas próximas à costa, as quais costumam

ter maior sensibilidade.

Pimentel (2007) também utilizou o modelo OSCAR com a finalidade de analisar

estratégias de resposta a derramamentos de óleo no Campo de Golfinho (ES -

Brasil). Em seu trabalho, a autora utilizou dados de correntes e ventos referentes

aos meses de verão de 1998 (Janeiro a Março), gerados com o modelo SINMOD e

fornecidos pela SINTEF (Fundação de Pesquisa Científica e Industrial do Instituo de

Tecnologia da Noruega), e o óleo utilizado (27.5 oAPI) já se encontrava no banco de

dados do modelo de óleo. Os volumes de derrame utilizados foram 350.000 m3 e

15.000 m3, sendo que o primeiro valor correspondente ao volume de derramamento

de pior caso da unidade FPSO Capixaba, segundo o Estudo de Impacto Ambiental

do Campo de Golfinho (EIA, 2005). No estudo de caso apresentado pela autora para

um derramamento de 350.000 m3

O modelo OSCAR também foi utilizado por Pinheiro (2006) para avaliar um estudo

de caso de derramamento de óleo na Bacia de Camamu-Almada a partir de uma

unidade FPSO, com um volume de vazamento de 20.200 m

, a estratégia de retenção e recolhimento

apresentou-se ineficiente, mesmo com aumento de 50% da estrutura de resposta

prevista na legislação. Este resultado permitiu uma visão geral da magnitude dos

prejuízos ambientais e socioeconômicos que um derramamento de grande volume

poderia causar na região.

3. Em sua conclusão, a

autora informou que o modelo OSCAR apresentou resultados eficientes para as

empresas petrolíferas na questão de derramamentos de óleo, e que a costa

27

brasileira necessita cada vez mais de estudos referentes à modelagem de óleo para

incrementar e aprimorar planos de contingência.

Cirano (2002) mostrou em seu trabalho a importância de modelos de circulação

hidrodinâmica regionais como forte ferramenta para o entendimento da circulação

superficial local de uma determinada região. O autor informou também que tais

modelos, como o POM, se corretamente utilizado, podem representam corretamente

os movimentos do mar, e que seus dados podem servir de base de entrada para

qualquer modelo de derramamento de óleo.

No Brasil a utilização de modelos de derramamento de óleo já vem sendo feita por

empresas e universidades de forma abrangente nas últimas décadas. Os dois

modelos aplicados no Brasil são o OILMAP (licenciado pela ASA - Applied Science

Associates) e o OSCAR (licenciado pela SINTEF Applied Chemistry), este último

com maior abrangência nas universidades e centros de pesquisas do país. Ambos

os modelos são utilizados pela PETROBRAS para a modelagem de cenários de

derramamento de óleo nas bacias marítimas da costa brasileira.

28

CAPÍTULO 2: ÁREA DE ESTUDOS

2.1 As bacias do Espírito Santo, Jequitinhonha e Cumuruxatiba

2.2 Clima e regime de ventos

2.3 Aspectos oceanográficos

2.4 O Parque Nacional Marinho de Abrolhos

2.5 Aspectos geológicos

29

2.1 As bacias do Espírito Santo, Jequitinhonha e Cumuruxatiba

As bacias do Espírito Santo, Jequitinhonha e Cumuruxatiba possuem uma

localização estratégica na plataforma continental leste brasileira (Figura 2.1).

Figura 2.1: Bacias do Espírito Santo, Cumuruxatiba e Jequitinhonha. Fonte: OSCAR e Agência Nacional do Petróleo (ANP).

As três regiões são caracterizadas por uma complexa estrutura geológica, com a

presença de cadeias vulcânicas (Cadeia Vitória-Trindade na bacia do Espírito

Santo), bancos (Banco de Abrolhos na bacia de Cumuruxatiba e Royal-Charlotte na

bacia de Jequitinhonha) e montes submarinos (Hot Spur).

As bacias de Jequitinhonha e de Cumuruxatiba são chamadas de novas fronteiras

exploratórias de petróleo e gás, e por tais motivos são alvo de intensos estudos

30

sócio-ambientais. Essas duas regiões apresentam características bastante similares

em relação à geologia, atividades econômicas e biodiversidade, sendo esta última a

principal característica da região que a distingue de todas as demais bacias

oceânicas.

2.2 Clima e regime de ventos.

O clima no litoral capixaba e sul baiano pode ser classificado como pseudo-

equatorial, com chuvas tropicais de verão e com a estação mais seca no outono e

inverno podendo, contudo, por efeito de frentes frias apresentar altos níveis

pluviométricos que aumentariam o regime de chuvas nessas épocas (KOPPEN,

1948).

O Espírito Santo apresenta significativas variações em seu relevo, resultando em

fortes gradientes de temperatura entre regiões costeiras e montanhosas

(PEZZOPANE et al., 2004). As temperaturas médias mensais apresentam grande

variabilidade espacial e temporal no Estado. A região com temperaturas mais

amenas no Estado coincide com a Serra do Caparaó (região sudoeste) e região

serrana central, enquanto que a porção com temperaturas mais elevadas

corresponde à região norte do Estado. Entre os meses de novembro e abril, quase

todo o norte do Estado, a região litorânea e a parte hidrográfica do rio Itapemirim (sul

do Estado) apresentam temperatura média mensal acima de 24oC. No período de

inverno (junho, julho e agosto), a área central do Estado apresenta temperatura

média mensal entre 16oC e 22o

A região do Jequitinhonha e de Cumuruxatiba apresenta um clima úmido, com

inverno e verão bem marcados. O inverno, de maio a setembro, é caracterizado por

temperaturas menos elevadas (máximas em torno de 20

C.

oC) e menores índices de

precipitação e evaporação, embora seja o período de maior ocorrência de

tempestades e ressacas. O verão, de outubro a abril, apresenta temperaturas mais

elevadas (máximas em torno de 30oC) e os maiores índices de precipitação e

evaporação observados, segundo o RIMA (Relatório de Impacto Ambiental) de

atividade de perfuração no bloco BM-J-2 bloco (2006).

31

No Atlântico Sul, o sistema de alta pressão (SAP) localizado em torno de 30oS

Assim, os ventos mais freqüentes são de Leste (E) a Nordeste (NE), oriundos desse

sistema meteorológico, mas que podem ser cessados com a chegada de sistemas

de correntes atmosféricas de Sul, Oeste e Leste (TOFFOLI, 2006). Os primeiros são

representados pela entrada de anticiclone polar, com ventos dos quadrantes sul e

sudeste; os segundos ocorrem de meados de primavera a meados de outono, com a

entrada de ventos de oeste a noroeste, trazidos por linhas de instabilidade tropicais

e, os últimos, mais freqüentes no inverno e outono, são devido às ondas de leste,

que provocam ventos do mesmo quadrante (NIMER, 1989). Segundo Fragoso

(2004) os ventos leste e nordeste estão diretamente associados à ressurgência

costeira que ocorre de forma endêmica entre o litoral do Espírito Santo e Cabo Frio-

RJ.

é de

grande importância para o clima da América do Sul (BASTOS E FERREIRA, 2005).

O SAP afeta o clima do Brasil tanto no inverno como no verão, gerando um fluxo

atmosférico sinótico de direção predominantemente nordeste sobre a região de

plataforma sudeste do Brasil, afetando o Espírito Santo e sul da Bahia. No inverno, o

SAP inibe a entrada de frentes e causa inversão térmica e concentração de

poluentes nos principais centros urbanos das regiões sudeste e sul. A localização e

a intensidade do SAP oscilam sazonalmente (juntamente com a oscilação da Zona

de Convergência Intertropical - ZCIT), afetando diretamente a magnitude e a direção

dos ventos que atuam na região do Espírito Santo e adjacências (CASTRO E

MIRANDA, 1998).

Detalhadamente na região do Banco de Abrolhos, Teixeira e colaboradores (2005)

concluíram que a velocidade média dos ventos para a região é de 4,25 m.s-1, sendo

que a maior velocidade observada foi de 13,40 m.s-1. Segundo os autores, as

maiores velocidades estiveram associadas aos ventos de nordeste e leste,

superiores a 8,80 m.s-1. Os ventos do quadrante nordeste na região representam

23,82%, de leste representam 16,7%, enquanto que de sudeste e sul representam

13,3% e 16,5% respectivamente das ocorrências avaliadas. Os autores concluíram

que houve uma tendência de diminuição das velocidades médias ao longo de 3

anos, principalmente dos quadrantes norte e nordeste (relacionados a tempo estável

e normalmente mais fortes) e, conseqüentemente, o aumento da freqüência dos

ventos de sul e sudeste (relacionados a sistemas frontais de tempo instável).

32

Os sistemas frontais afetam a circulação superficial da região, principalmente na

plataforma interna, onde as correntes podem mudar de direção, sofrendo rotação

anticiclônica (CASTRO E MIRANDA, 1998). A passagem de uma frente fria nesta

região normalmente caracteriza-se por queda de temperatura do ar, zonas de

instabilidade na interface do oceano (ou continente) com a atmosfera (associadas à

precipitação) e alteração na direção dos ventos.

2.3 Aspectos oceanográficos

Os padrões de ondas na costa do Espírito Santo e sul da Bahia ainda não são

totalmente conhecidos, sendo os dados existentes obtidos nas proximidades de

portos e plataformas de petróleo por ocasião de suas construções. O padrão de

ventos nessa região gera ondas oriundas de dois quadrantes principalmente,

nordeste/leste e sudeste/leste, com predominância do primeiro, o que corresponde

ao sistema de ventos predominante encontrados nesta área. As ondas do setor sul,

embora sejam menos freqüentes, são muito mais fortes. A altura significativa das

ondas para o litoral pouco ultrapassa 1,5m, sendo as alturas de 0,9 e 0,6m as mais

freqüentes. O período freqüentemente encontra-se em torno de 5 a 6,5s, não

ultrapassando 9,5s (ALBINO, 1999).

No Banco de Abrolhos a altura significativa média das ondas é de 0,4m com período

de 5s (TEIXEIRA et al., 2005). O clima de ondas na região é determinado quase que

exclusivamente pelo vento local. Os autores verificaram que tanto a altura quanto o

período das ondas apresentaram uma tendência de aumento ao longo de 3 anos de

monitoramento, equivalente a uma taxa linear de aproximadamente 0,02m e 0,08 s

por mês.

A Corrente do Brasil é a corrente de contorno oeste associada ao Giro Subtropical

do Atlântico Sul (Figura 2.2) que se origina em aproximadamente 10o

S, na região

onde o ramo mais ao sul da Corrente Sul Equatorial (CSE) se bifurca formando

também a Corrente Norte do Brasil (STRAMMA E ENGLAND, 1999).

33

Figura 2.2: Representação do Giro Subtropical do Atlântico Sul. Fonte: Silveira e colaboradores

(2000).

Nessa região de contorno oeste do Atlântico Sul diferentes autores informaram

sobre a Bifurcação da Corrente Sul Equatorial (BiCSE) com a formação da Corrente

do Brasil. Stramma e England (1999) mostraram com médias anuais que a

bifurcação ocorre aproximadamente em 15oS, nos primeiros 150 metros de

profundidade, porém Rodrigues e colaboradores (2006) mostraram que a BiCSE

ocorre em 14oS com dados de médias anuais, na mesma profundidade e, por fim,

Soutelino (2008) mostrou com dados sinóticos e médias de verão que a BiCSE nos

primeiros 150 metros ocorre em 10oS. Após a bifurcação, a Corrente do Brasil flui

para o sul ao longo da região de quebra de plataforma, até atingir a área da

Convergência Subtropical (entre 33oS e 38oS), onde conflui com a Corrente das

Malvinas e se separa da costa (SILVEIRA et al., 2000). Segundo Silveira e

colaboradores (2008) a Corrente do Brasil tem uma máxima velocidade superficial

variando entre 0.4 e 0.7 m.s-1 e uma largura de aproximadamente 100 - 120 km,

associada à presença da Água Central do Atlântico Sul (ACAS) e a Água Tropical

34

(AT). A ACAS foi descrita primeiramente por Wüst (1935) e Defant (1941), e consiste

numa massa d’água formada por subducção na Convergência Subtropical, e

subseqüente espalhamento ao longo da superfície de densidade adequada a seu

ajustamento hidrostático (SVERDRUP et al., 1942). A AT foi descrita primeiramente

por Emilson (1961) como parte da massa de água quente e salina que ocupa a

superfície do Atlântico Sul Tropical, a qual é transportada para o sul pela Corrente

do Brasil, podendo atingir transporte de massa de 5 a 10 Sv nos primeiros 500m de

profundidade (SILVEIRA et al., 2000). Abaixo dos 500m existe uma mudança de

sentido do fluxo hidrodinâmico, direcionado para norte-nordeste com a Corrente de

Contorno Oeste Intermediário (CCOI) (BOEBEL et al., 1999). A CCOI transporta a

Água Intermediária Antártica (AIA), com aproximadamente 2 - 4 Sv entre 800 e

100m de profundidade, atingindo velocidades máximas de 0.3 m.s-1

Na plataforma externa ocorre a mistura entre a AT (aproximadamente 36.5 de

salinidade e 20.5

(SCHMID et al.,

1995).

o

O sistema de correntes superficiais associados à Corrente do Brasil até 10 metros

de profundidade é bastante complexo no norte do Espírito Santo e sul da Bahia, com

a presença de vórtices e meandros devido à presença do Banco de Abrolhos e

Royal Charlotte (Figura 2.3).

C de temperatura - SIGNORINI et al., 1989) e a ACAS, enquanto

que a plataforma interna é dominada na superfície por água costeira, bem misturada

pela maré, e no fundo, perto da costa, pode ser dominada pela ACAS,

principalmente no verão (CASTRO E MIRANDA, 1998).

35

Figura 2.3: Campo de velocidade sinótico a 10m de profundidade derivado de dados de ADCP ao

largo da plataforma leste brasileira no período de verão. Fonte: Soutelino (2008).

A cadeia Vitória-Trindade representa uma feição de origem vulcânica que tem

influência na hidrodinâmica oceânica, determinando uma variabilidade espacial e

temporal do movimento da Corrente do Brasil. Segundo Evans e colaboradores

(1985), através de dados batitermométricos e hidrográficos, mostraram que a

corrente fluiu continuamente um uma passagem da cadeia localizada mais próxima

à costa, com transporte geostrófico de aproximadamente 4 Sv.

A costa capixaba também engloba o Giro de Vitória, um vórtice ciclônico formado na

porção sul do Banco de Abrolhos (SCHIMID et al., 1995) que está associado à

presença da Corrente do Brasil. Os autores utilizaram imagens termais dos dias

julianos 31 e 32 de 1991 e identificaram uma forte ressurgência causada pelos

ventos de nordeste, e concluíram que tal fenômeno levou a formação de um

meandro que resultou no vórtice ciclônico de Vitória e migrou para nordeste.

Banco de Royal

Charlote

Banco de Abrolhos

36

Gaeta e colaboradores (1999) realizaram um estudo biológico sobre o Vórtice de

Vitória, analisando a biomassa e a produtividade através de imagens de satélite,

dados hidrográficos, nutrientes e clorofila-a. Os autores concluíram que o vórtice é

uma feição semi-permanente e representa uma estrutura que pode estar ligada aos

efeitos da topografia no fluxo da Corrente do Brasil, tendo importante papel biológico

na região.

Segundo Costa (2007), em seus dados sinóticos hidrodinâmicos de campo anual

não há nenhuma manifestação do Vórtice de Vitória, o que mostrou que essa feição

não representa uma estrutura permanente nos dados climatológicos. Porém, o autor

realizou estudos sazonais e mensais para análise de ocorrência do vórtice, e

observou que a estrutura se fez presente somente durante a estação do outono.

Desta forma, o autor conclui que o Vórtice de Vitória não é uma estrutura

permanente no Embaiamento de Tubarão, e que ocorre apenas em alguns meses

do ano, mais especificamente em Março e Abril com maior recorrência.

Segundo Mesquita (1997), a costa do Espírito Santo e adjacências é influenciada

por dois pontos anfidrômicos, um localizado à 32oS e 45oW com giro ciclônico e o

outro a 30oS e 25o

Através da modelagem numérica, Lemos (2006) evidenciou a influência marcante da

profundidade nas elevações e velocidade de maré nas regiões sobre a plataforma

continental, onde as profundidades são menores e a força de fricção é maior. A

batimetria e linha de costa principalmente da região de São Tomé-RJ (próxima a

22

W, com giro anticiclônico.

oS e 41oW) ,Banco de Abrolhos e sul da Bahia (entre 18oS e 19oS de latitude e

39oW e 40o

Segundo a Diretoria de Hidrografia e Navegação - DHN em 2004, o litoral capixaba é

classificado como sendo de micromaré (<2m), devido à amplitude variar entre 1,40m

e 1,60m. Já no sul da Bahia, a maré é classificada como meso-maré (entre 2 e 4

metros de amplitude), segundo dados da DHN, com as amplitudes variando de 2,1m

e 3,2m. Especificamente em Abrolhos, as médias de preamares de sizígia e

quadratura são de 2,45m e 1,79m respectivamente, enquanto que as médias de

baixa-mares de sizígia e quadratura são de 0,22m e 0,88m, respectivamente para

W de longitude) representam regiões de atraso da propagação da fase e

amplitude da onda de maré. Por outro lado, como a plataforma na região central do

Espírito Santo é estreita, foi onde foram encontradas as menores velocidades de

maré na plataforma continental do Estado.

37

níveis acima do nível do mar, segunda dados da Fundação de Estudos do Mar

(FEMAR).

2.4 O Parque Nacional Marinho de Abrolhos

Os recifes de Abrolhos, localizados no sul da Bahia, são os maiores e os mais ricos

recifes de corais do Brasil, e são significativamente diferentes dos modelos recifais

descritos na literatura (LEÃO, 1999). Essas diferenças dizem respeito à morfologia

das estruturas recifais, ao tipo de sedimento do fundo, e aos seus principais

organismos construtores. O complexo abrange corais, ilhas vulcânicas, bancos

rasos e canais, estando localizado entre as latitudes de 17o20’S e 18o10’S e

longitudes de 38o35’W e 39o

20’W (Figura 2.4).

Figura 2.4: Região do Banco de Abrolhos mostrando a área do Parque (polígonos contínuos), o arco

costeiro e externo e os recifes marinhos. Fonte: Site oficial do PARNA de Abrolhos.

38

Segundo o site oficial do PARNA de Abrolhos, os recifes distribuem-se em dois

arcos ocupando uma área de aproximadamente 6.000km2

Nas bordas dos arcos crescem crostas algais semelhantes àquelas descritas nos

recifes do oceano Pacífico. O arco externo abrange recifes em franja bordejando as

ilhas vulcânicas do arquipélago de Abrolhos e chapeirões isolados. Corais,

mileporas e algas coralinas são os principais organismos construtores dos recifes.

. A estrutura básica é o

chapeirão, pináculo coralino com forma de cogumelo. No arco costeiro, os topos de

chapeirões adjacentes coalescem lateralmente formando bancos recifais com

extensão de 1 a até 20 km em formas variadas. Estes bancos recifais não

apresentam as mesmas zonas morfológicas descritas para os recifes do oceano

Atlântico Norte.

Segundo Leão (1999), o número de espécies de corais é quatro vezes menor que o

número de espécies descritas para os recifes do Atlântico Norte, e muitas delas são

espécies endêmicas, arcaicas, isoladas de uma fauna de idade Terciária a qual se

tornou resistente ao stress provocado pela turbidez periódica das águas brasileiras.

Em contraste com a predominância de sedimentação carbonática na maioria dos

recifes dos mares tropicais, os recifes costeiros de Abrolhos estão circundados por

sedimentos lamosos com 40 a 70% de areias quartzosas e minerais de argilas.

O PARNA de Abrolhos foi criado pelo Decreto no

88.218 de 06/04/1986 após várias

reuniões e manifestações de políticos na década de 1970 e princípio dos anos 80

ficando, no entanto, desprovido de planejamento até 1991. A unidade era

anteriormente uma área de pesca onde ocorria grande número de naufrágios devido

às dificuldades de navegação entre os corais existentes no arquipélago.

2.5 Aspectos geológicos

Os principais aspectos geológicos característicos da região compreendem o Banco

de Abrolhos e a Cadeia Vitória-Trindade (Figura 2.5), apresentando forte influência

na distribuição da biota e hidrodinâmica local.

39

Figura 2.5: Feições geológicas da área de estudo mostrando a presença do Banco de Abrolhos,

Banco de Royal Charlotte e a Cadeia Vitória-Trindade. Fonte: Soutelino (2008).

Cinco ilhas formam o arquipélago de Abrolhos (Figura 2.6). Santa Bárbara é a maior

ilha, tem aproximadamente 1 km de comprimento (leste-oeste), 300m de largura e

35m de altitude. A oeste dessa ilha, separada por um canal de cerca de 4m de

profundidade, está a ilha Redonda, que tem cerca de 400m de diâmetro e 36m de

altitude. A ilha Siriba tem 300m de comprimento (leste-oeste), 100m de largura e

16m de altitude, e está localizada a sul da ilha Redonda, separada por um canal com

menos de 4m de profundidade. A ilha mais ao sul do arquipélago é a ilha Sueste,

com cerca de 500m de comprimento, 200m de largura e 15m de altitude.

40

Figura 2.6: Detalhamento do Arquipélago de Abrolhos com destaque para as cinco ilhas que formam

o Parque Nacional Marinho. Fonte: www.riogrande.com.br.

A região de Abrolhos é caracterizada por uma forte interação dinâmica entre

depósitos sedimentares siliciclásticos e carbonáticos, permitindo a coexistência de

um sistema recifal com uma sedimentação terrígena ativa, caracterizando o Parque

como um Sítio Geológico.

As ilhas de Abrolhos são afloramentos de um alto estrutural chamado de Alto de

Santa Bárbara (ASMUS E PORTO, 1972), e de acordo com Fisher e colaboradores

(1974) e Ponte e Asmus (1976), os seus estratos sedimentares pertencem a um

sistema deposicional de talude, de idade do Cretáceo Superior à Terciário Inferior.

41

Os tipos litológicos que afloram nas ilhas sugerem a ocorrência de uma fase

transgressiva seguida de uma regressão. Este evento pode ser uma pequena

oscilação da Seqüência Marinha Regressiva, definida por Chang e colaboradores

(1991), a qual caracterizou uma fase de evolução das bacias marginais brasileiras.

Os diques de basalto se originaram de uma intrusão vulcânica Terciária (CORDANI,

1970), uma acresção à plataforma que foi responsável pela formação do Banco de

Abrolhos (ASMUS, 1970). Todas essas intrusões basálticas e alcalinas que

ocorreram nas bacias marginais brasileiras estão relacionadas ao vulcanismo da

Bacia do Paraná (Formação Serra Geral), ou podem ser um evento tardio da

margem leste dessa bacia cratônica (ASMUS E GUAZELLI, 1981).

Em Abrolhos a produção de sedimento carbonático a partir dos organismos recifais

gerou uma transição de fácies sedimentares que é caracterizada atualmente pela

dominância de sedimentos siliciclásticos na zona costeira (areias quartzosas), e

sedimentos carbonáticos recifais no restante da região (material biogênico

dominante), sendo criada uma faixa intermediária de sedimentos mistos entre os

arcos recifais e os sedimentos de costa.

A concentração de sedimento em suspensão em áreas recifais é bastante danosa

ao meio biótico, podendo afetar os recifes de corais fotossintética, física e

quimicamente (ROGERS, 1990). Além disso, altos níveis de sedimentação nos

ambientes recifais podem causar nos organismos vivos asfixia, abrasão,

sombreamento e afetar o recrutamento do coral (HUBBARD,1997). O sedimento em

suspensão pode ser oriundo de diversas fontes, como ressuspensão do fundo,

aporte de rios, derretimento de geleiras, remoção da areia de praias pela turbulência

causada pelas ondas, etc. (PAYNE et al., 2003). Esse material em suspensão pode

formar aglomerados com partículas de óleo que sofreram dispersão através de

interações químicas e processos de adsorção, formando flocos e migrando para o

sedimento.

A taxa de sedimentação na região costeira próxima ao Banco de Abrolhos pode

atingir níveis de 225 mg.cm-2.dia-1 no inverno (SEGAL et al., 2003). Tal informação,

segundo Leão (1999), é devido ao aumento do desflorestamento e da indústria da

celulosa no sul do Estado da Bahia. Porém, os sedimentos da pluma do rio

Jequitinhonha podem ser transportados para o sul, atingindo eventualmente os

42

recifes de corais (LEÃO et al., 1988), cujo transporte é influenciado pela Corrente do

Brasil fluindo para o sul.

Utilizando amostragens de sedimentos, análises radiométricas, análises

mineralógicas e o processamento de imagens de satélites, Segal e colaboradores

(2008) mostraram os potenciais impactos de frentes polares sobre os processos de

sedimentação nos recifes de corais dos Abrolhos. Os autores observaram um fluxo

de sedimentação durante o período de verão (Novembro de 1999 até Janeiro de

2000) de 5 mg.cm-2.dia-1, enquanto que para o período de inverno (Maio de 2000 até

Julho de 2000) foram encontrados valores de 10 mg.cm-2.dia-1 (Figura 2.7a e 2.7b)

.

Os autores informaram que duas principais condições ambientais estiveram

associadas aos processos de sedimentação na região do Banco de Abrolhos: o

padrão anual de chuvas que determinou a carga sedimentar dos rios e a erosão

costeira da região, e a freqüência, trajetória e intensidade das frentes polares que se

deslocam ao longo da costa brasileira, as quais induziram turbulência na superfície

do mar.

Figura 2.7a: Locais dos recifes de corais no Arquipélago de Abrolhos. (A) Imagem LANDSAT TM de

inverno de composição colorida 1B2G3R. Fonte: Segal e colaborados (2008).

Local dos recifes de corais

Caravelas - BA

43

Figura 2.7b: Locais dos recifes de corais no Arquipélago de Abrolhos. (B) Imagem LANDSAT TM de

verão de composição colorida 1B2G3R. Fonte: Segal e colaborados (2008).

Caravelas - BA

44

CAPÍTULO 3: CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DO PETRÓLEO

3.1 Hidrocarbonetos de petróleo

3.2 Composição

3.3 Propriedades físicas

3.3.1 Massa específica, densidade e grau API

3.3.2 Viscosidade

3.3.3 Ponto de fluidez ou “pour point”

3.3.4 Volatilidade

3.3.5 Ponto de ignição

3.3.6 Solubilidade

3.3.7 Tensão superficial

3.4 O comportamento do petróleo no mar

3.4.1 Processos intempéricos

3.4.1.1 Espalhamento

3.4.1.2 Evaporação

3.4.1.3 Dissolução

3.4.1.4 Dispersão natural

3.4.1.5 Emulsificação

3.4.1.6 Sedimentação

3.4.1.7 Foto-oxidação

3.4.1.8 Biodegradação

45

3.1 Hidrocarbonetos de petróleo

Apresenta-se a seguir uma breve descrição da complexidade das propriedades

físico-químicas do petróleo. Essa complexidade faz com que a modelagem da deriva

das manchas de óleo na água do mar seja muito difícil, uma vez que o

comportamento das manchas seja dependente das especificações exatas da maioria

dessas características para o modelo de óleo.

3.2 Composição

Óleo é geralmente um termo que descreve uma ampla variedade de substâncias

naturais de plantas, animais, ou origem mineral, bem como de substâncias sintéticas

(FINGAS, 2001). O petróleo possui uma composição variada, cada tipo de produto

de óleo ou petróleo cru tem certamente características ou propriedades únicas

possuindo, segundo Milanelli (1994), cerca de 200 a 300 componentes químicos,

dos quais 50 a 98 desses são de hidrocarbonetos (PIOVESAN, 2006). Essas

características influenciam no comportamento do óleo quando ele é derramado,

determinam seus efeitos nos organismos vivos e no meio ambiente, além de

influenciar diretamente também nas operações de limpeza.

Os óleos crus são misturas de componentes de hidrocarbonetos que vão desde

pequenos compostos voláteis até compostos grandes não voláteis. Essa mistura de

compostos varia de acordo com a formação geológica da área na qual o óleo é

encontrado, dependendo fortemente da rocha geradora. A rocha geradora é aquela

que se formou, cronológica e estruturalmente, com características de granulação

muito fina, rica em matéria orgânica (CORRÊA, 2003).

Os hidrocarbonetos são formados por átomos de carbono e hidrogênio, os quais são

os principais elementos do óleo. Os óleos também possuem uma variedade

considerável de enxofre (0 a 10% do petróleo), ácidos graxos (gorduras) (até 5% do

total), nitrogênio, oxigênio, e vários sais minerais, bem como metais traços e níquel,

vanádio, urânio, ferro, cobre e cromo (BÍCEGO, 1988). A estrutura dos

hidrocarbonetos encontrados nos óleos divide-se basicamente em saturados,

46

olefinos, aromáticos e compostos polares. Os componentes do óleo do grupo dos

saturados consistem primariamente de alcanos, os quais são compostos de

hidrogênio e carbono com o máximo de número de átomos de hidrogênio ao redor

de cada átomo de carbono. Exemplos desse grupo são os metanos, etanos,

propanos, butanos e os hexanos, alguns sendo gases na temperatura ambiente

(metano, propano, butano), outros líquidos (pentano), e outros sólidos (compostos

com no mínimo 16 carbonos e com mais de 34 hidrogênios). Esses compostos são

relativamente pouco tóxicos aos organismos vivos, sendo biodegradados por uma

variedade de microorganismos (GERLACH, 1976), entretanto eles possuem efeitos

anestésicos e narcotizantes (EVANS E RICE, 1974).

O grupo dos saturados também inclui os ciclo-alcanos (toxicidade intermediária entre

os saturados e os aromáticos), os quais são compostos constituídos dos mesmos

carbonos e hidrogênios, porém com os átomos de carbono unidos em anéis ou

ciclos (FINGAS, 2001). As olefinas, ou compostos insaturados, representam outro

grupo de compostos que contém menos átomos de hidrogênio do que o máximo

possível. Olefinas têm pelo menos uma dupla ligação carbono-carbono que desloca

dois átomos de hidrogênio. Quantidades consideráveis de olefinas são encontradas

somente em produtos refinados. Os compostos aromáticos incluem pelo menos 1

anel benzênico de 6 carbonos. Três duplas ligações carbono-carbono circundam o

anel e adicionam estabilidade ao composto, devido aos anéis benzênicos serem

muito persistentes no ambiente e terem severos efeitos tóxicos e carcinogênicos. A

proporção de aromáticos no petróleo (bem como dos outros componentes) varia

extremamente, dependendo da região de origem. Segundo Carvalho (1970), o

petróleo das Américas é constituído basicamente por parafinas, tendo características

de óleo pesado, enquanto que no Leste Europeu o petróleo é quase que 100 %

composto por saturados. As parafinas são derivadas do petróleo formadas por uma

mistura de hidrocarbonetos saturados de alto peso molecular. Os compostos

aromáticos mais conhecidos são os do grupo BTEX, benzeno, tolueno, etil-benzeno

e xileno, os quais são os menores e mais voláteis compostos encontrados no óleo.

Já os hidrocarbonetos policíclicos aromáticos (HPAs) são compostos consistindo de

pelo menos 2 anéis benzênicos, e formam cerca de 0 a 60% da composição dos

óleos.

47

Os compostos polares são aqueles que têm uma significativa mudança molecular

como resultado da incorporação de moléculas tais como enxofre, nitrogênio ou

oxigênio que fornecem polaridade a molécula final. Na indústria do petróleo esses

compostos são chamados de resinas, menores compostos polares, e os asfaltenos,

maiores compostos polares (FINGAS, 2001).

3.3 Propriedades físicas

3.3.1 Massa específica, densidade e Grau API.

A massa específica é a massa (peso) de um dado volume de óleo, tipicamente

expressa em gramas por centímetro cúbico (g.cm-3). Essa propriedade é usada na

indústria do petróleo para definir óleos crus como leve ou pesado. A massa

específica também é importante porque indica se um tipo particular de óleo irá

flutuar ou afundar na coluna d’água. Como a massa específica da água pura é de

1.0 g.cm-3 em 15oC e a massa específica da maioria dos óleos fica na faixa de 0.7 a

0.99 g.cm-3, esses óleos irão flutuar sobre a água (FINGAS, 2001). Como a massa

específica da água do mar é 1.03 g.cm-3

A densidade do óleo consiste na relação entre sua massa específica e a massa

específica da água a 15

, mesmo os óleos pesados flutuarão

também. Porém, a massa específica do óleo aumenta com o tempo, devido à perda

dos componentes mais leves (voláteis) e a formação de emulsões. Assim, predizer

se um determinado óleo irá flutuar ou afundar na coluna d’água deve levar em

consideração por quanto tempo o óleo está no ambiente. Caso o óleo permaneça

muito tempo no mar a evaporação tenderá a aumentar devido à superfície livre de

contato do óleo com o ar se expandir, os compostos pesados remanescentes

aumentam a densidade o óleo, fazendo com que ele afunde.

o

Outra escala relacionada à gravidade foi implementada pela American Petroleum

Institute (API), chamada de grau API. O grau API é baseado na densidade da água

C. A densidade da maioria dos óleos crus e refinados varia

entre 0.78 e 1.00 (CLARK E BROWN, 1977).

48

pura, a qual tem um valor de grau API atribuído de 10o. Óleos com menor densidade

possuem maior grau API, o qual é escalado de 10 até 50o

API.

A Tabela 3.1 ilustra a classificação dos óleos quanto ao seu grau API, segundo a

ITOF - The International Tankers Owner Pollution Federation (1986).

Tabela 3.1: Classificação dos tipos de óleo. Fonte: ITOF (1986).

Grupo Densidade API Composição Meia-vida Persistência

I < 0.8 > 45 Leve ~ 24h 1 – 2 dias

II 0.8 a 0.85 35 a 45 Leve ~ 48h 3 – 4 dias

III 0.85 a 0.95 17.5 a 35 Pesado ~ 72h 6 – 7 dias

IV < 0.95 < 17.5 Pesado ~ 162h > 7 dias

Na Tabela 3.1 meia-vida é a quantidade de tempo necessária para o decaimento do

óleo se reduzir pela metade, e a persistência indica por quanto tempo o óleo

permanecerá no ambiente marinho logo após um derramamento.

3.3.2 Viscosidade.

Viscosidade é a resistência ao fluxo de um fluido. Quanto menor for a viscosidade de

um líquido, melhor ele fluirá. A viscosidade do óleo é amplamente determinada pela

quantidade de frações leves e pesadas que ele contém. Os óleos que possuem em

sua maioria componentes leves (compostos saturados) e uma pequena

porcentagem de asfaltenos terão uma baixa viscosidade.

Assim como outras propriedades físicas, a viscosidade é influenciada pela

temperatura, ou seja, em uma baixa temperatura o óleo tenderá a ser mais viscoso.

49

Para a maioria dos óleos, a viscosidade varia como uma função logarítmica da

temperatura. Em termos de limpeza, a viscosidade pode afetar o comportamento do

óleo. Óleos viscosos demoram maior tempo para se espalharem, não penetram no

solo rapidamente, e afetam a eficiência de bombas e recolhedores do óleo. A

viscosidade é expressa por unidades de Poise ou centiPoise (mPA.s).

3.3.3 Ponto de Fluidez ou “Pour Point”

O ponto de fluidez de um óleo é a temperatura na qual o óleo deixa de fluir

naturalmente, definindo, assim, a temperatura em que o óleo passa a fluir de forma

mais lenta do que a natural. Essa propriedade dos óleos é bastante relevante, pois

em locais de clima frio o ponto de fluidez é menor do que em regiões de clima

quente, porque o frio faz com que o óleo deixe de fluir em temperaturas mais altas.

Também em regiões frias, muitos produtos refinados pesados que possuem altas

temperaturas associadas aos pontos de fluidez, devem ser aquecidos durante o

transporte e bombeio (CETESB, 2003). Geralmente óleos leves e menos viscosos

apresentam ponto de fluidez mais baixo, ou seja, esses óleos que quimicamente

fluem com maior facilidade necessitam serem resfriados em temperaturas baixas

para poderem deixar de fluir.

Essa propriedade é altamente dependente da temperatura do ar e da água no local

de derramamento, pois determinará se o óleo irá se espalhar com maior ou menor

facilidade.

3.3.4 Volatilidade

A volatilidade de um óleo é caracterizada por sua destilação. Conforme a

temperatura de um óleo aumenta, diferentes componentes atingem seu ponto de

ebulição. As características de destilação são expressas pela proporção do óleo

original destilado a uma dada temperatura.

A volatilidade é uma das propriedades mais importantes de um óleo, e a primeira a

ocorrer logo após um derramamento. Os componentes de menor peso molecular,

50

com até 4 átomos de carbono, metano, etano, propano e butano, são extremamente

voláteis, e se perdem facilmente para a atmosfera. Quanto mais leve for o óleo

(maioria de componentes de baixo peso molecular) mais rapidamente ele irá

volatilizar. Essa propriedade é extremamente importante para as equipes que irão

remover o óleo derramado no meio ambiente, pois se o óleo for muito volátil a

equipe terá menos custos operacionais para remover a pouca quantidade

remanescente que permanecerá no ambiente (componentes mais pesados).

3.3.5 Ponto de Ignição

O ponto de ignição de um óleo é a temperatura na qual o produto irá ignizar (pegar

fogo) em contato com uma fonte ignizadora. De qualquer forma, o ponto de ignição é

um fator de segurança altamente importante durante operações de limpeza. Óleos

leves e produtos refinados podem ignizar facilmente, enquanto que óleos pesados

e/ou intemperizados não causam sérios riscos de incêndio.

3.3.6 Solubilidade

Solubilidade na água (solvente) é a medida de quanto do óleo (soluto) irá se

dissolver na coluna d’água. A solubilidade do óleo na água é extremamente baixa

(geralmente menos do que 100ppm - equivalente a aproximadamente a um grama

de açúcar dissolvido em um copo d’água). A importância de se conhecer a

solubilidade de um óleo refere-se a sua toxicidade. Frações solúveis são geralmente

tóxicas à vida selvagem, especialmente em altas concentrações.

3.3.7 Tensão Superficial

Tensão superficial é a força de atração ou repulsão entre as moléculas superficiais

do óleo e da água. Juntamente com a viscosidade, a tensão superficial é uma

indicação da rapidez na qual o óleo será espalhado sobre a água. Quanto menor a

51

tensão superficial com a água, maior será o espalhamento. A Tabela 3.2 apresenta

um resumo dos óleos e suas principais propriedades físicas.

Tabela 3.2: Propriedades físicas dos tipos de óleo. Fonte: FINGAS (2001).

Propriedade Unidade Gasolina Diesel Óleo cru leve

Óleo cru pesado

Óleo combustível intermediário

Óleo pesado

Óleo cru emulsificado

Viscosidade

a 15o mPa.s C

0.5 2 5 a 50 50 a 50.000 1000 a 15.000 10.000 a

50.000 20.000 a 100.000

Densidade

a 15o g.mLC

-1 0.72 0.84 0.78 a 0.88

0.88 a 1.00 0.94 a 0.99 0.96 a

1.04 0.95 a 1.0

Ponto de ignição

o -35 C 45 -30 a 30 -30 a 60 80 100 > 100 > 80

Solubilidade em água ppm 200 40 10 a 50 5 a 30 10 a 30 1 a 5 -

Ponto de fluidez

o Não relevante C -35 a

1 -40 a 30 -40 a 30 -10 a 10 5 a 20 >50

Grau API - 65 35 30 a 50 10 a 30 10 a 20 5 a 15 10 a 15

Tensão superficial

a 15oMn/m

C 27 27 10 a 30 15 a 30 25 a 30 25 a 35 Não relevante

3.4 O comportamento do petróleo no mar

3.4.1 Processos intempéricos

O petróleo possui características físicas e químicas próprias, naturais do combustível

fóssil. Porém essas propriedades são modificadas quando o petróleo entra em

contato com a água do mar. Este tema específico é bastante relevante para as

equipes de emergência, pois conhecer os processos modificadores do óleo no mar

irá ajudar no sucesso das operações de contingência.

O termo intemperismo geralmente é aplicado às rochas, aos processos de desgaste

e degradação por agentes naturais, mas também pode ser aplicado a qualquer outra

52

substância, como o petróleo. O intemperismo do petróleo se constitui na gama de

processos modificadores do óleo, tanto quanto à sua composição quanto à

toxicidade. Esses processos ocorrem simultaneamente, dependendo fortemente do

tipo de óleo em questão.

Os processos que ocorrem logo após um derramamento de óleo no mar irão

determinar como o óleo deverá ser removido da água e quais serão os seus efeitos

sobre o meio ambiente. Por exemplo, se um óleo evapora rapidamente, a limpeza

será menos intensa, mas os hidrocarbonetos no óleo entrarão na atmosfera e irão

causar poluição atmosférica. Uma mancha de óleo pode ser carregada pelo vento e

pelas correntes para áreas de proteção ambiental, colônias de pássaros, recifes de

corais, praias, etc.

Segundo Fingas (2001), a evaporação é o principal processo de intemperismo

quando o óleo atinge o oceano, pois é o que ocorre primeiramente e influencia

fortemente no destino do óleo remanescente. O segundo processo mais importante

segundo o autor é a emulsificação da água com óleo, pois a emulsão torna o óleo

mais denso, além de aumentar consideravelmente o volume do óleo derramado ao

longo do tempo, dificultando o trabalho das equipes de combate.

Os principais processos discutidos na seqüência serão o espalhamento, a

evaporação, a dissolução, a dispersão natural, a emulsificação, a sedimentação, a

foto-oxidação e a biodegradação.

3.4.1.1 Espalhamento

Logo após o óleo ser derramado na água ele tende a formar uma mancha sobre a

superfície, inicialmente em forma circular. O espalhamento se dá de forma horizontal

originando a mancha de óleo, a partir dos efeitos de gravidade, inércia, fricção,

viscosidade e tensão superficial (CETESB, 2003). A viscosidade do óleo se opõe a

essas forças. Com o passar do tempo, o efeito da gravidade sobre o óleo diminui,

mas a força de tensão superficial continua a espalhar o óleo. A transição entre essas

forças ocorre nas primeiras 4 horas após o derramamento (FINGAS, 2001).

53

O comportamento de diferentes tipos de óleos em relação ao espalhamento é

mostrado na Figura 3.1. Produtos mais leves, como a gasolina e o diesel, evaporam

quase que completamente em intervalos de 24 a 96 horas, respectivamente,

enquanto que óleo de maior densidade como o óleo pesado e a emulsão óleo-água

praticamente não são afetados pelo processo de espalhamento e evaporação, não

diminuindo seu volume nos béqueres e praticamente inalterados na sua forma após

96 horas.

Figura 3.1: Representação esquemática do comportamento do óleo de diferentes densidades, partindo do mais leve (gasolina) até o mais denso (emulsão), mostrando os efeitos da evaporação (volume nos beckers - à esquerda) e do espalhamento (área da mancha na Placa de Petri - à direita). Fonte: FINGAS (2001).

54

Na presença de vento e correntes os processos de espalhamento serão acelerados.

A mancha de óleo tenderá a se alongar na direção do vento e da corrente, ou na

direção resultante das duas forçantes, e formará filamentos alongados nessa

direção. Uma mancha de óleo freqüentemente quebra-se sobre o mar em pedaços

ou em outros filamentos devido a influência de ondas ou zonas de convergência ou

divergência. Assim, o óleo tende a se concentrar na crista da onda devido à força de

gravidade.

Convergências de pequena escala ocorrem freqüentemente na superfície dos

oceanos e águas costeiras, geralmente de forma linear paralela à direção do vento,

ao longo das células de Langmuir (CL) (COOLING, 2001), onde existem sistemas

locais de recirculação ocorrendo geralmente nos primeiros 10 metros de

profundidade.

As CL contribuem no espalhamento de materiais, no caso óleo, pois os processos

convectivos associados aos processos advectivos geram maior turbulência no

ambiente marinho, facilitando o espalhamento do óleo. Outros autores, como Lehr e

Simecek-beatty (2000) também associam as CL aos processos de espalhamento,

juntamente com a dispersão de partículas na coluna d’água e o transporte do centro

de massa da mancha de óleo.

A tendência natural do óleo é espalhar-se sendo forçado pelas correntes e pelo

vento, porém, a proximidade do óleo à costa e a velocidade do vento irão determinar

quais forçantes exercem principal papel no espalhamento. Caso a mancha de óleo

esteja próxima à costa e a velocidade do vento for menor do que 10 km.h-1, a

mancha será forçada principalmente pelas correntes superficiais com um fator de

3% da velocidade do vento acima da superfície. Porém, se a velocidade do vento for

maior do que 20 km.h-1

e a mancha estiver em águas fora da plataforma continental,

o vento será a forçante principal do movimento da mancha e determinará o seu

deslocamento (FINGAS, 2001).

55

3.4.1.2 Evaporação

A evaporação é o processo natural mais importante em um derramamento de óleo.

Ele tem o maior efeito sobre a quantidade remanescente de óleo sobre a água após

o vazamento.

A taxa na qual um óleo irá evaporar depende fortemente de sua composição química

e da temperatura ambiente onde ocorreu o incidente. A radiação solar produz

aumento na temperatura da água, aumentando o processo evaporativo. A

evaporação prossegue mesmo sob condições instáveis (tempo nublado) e até

mesmo a noite, embora a uma taxa reduzida. A evaporação também afeta a

toxicidade do óleo, uma vez que muitos dos compostos leves do óleo (C1 à C8

Óleos que apresentam em sua composição predominância de componentes

pesados (com moléculas mais complexas) podem permanecer na superfície da água

por várias semanas até um ano após o óleo ter sido lançado no ambiente (FINGAS,

2001). O comportamento de diferentes tipos de óleos em relação à evaporação foi

mostrado na Figura 3.1.

) que

se evaporam são considerados mais tóxicos, por serem mais biodisponíveis. Esses

componentes se evaporam nas primeiras horas após o vazamento (CETESB, 2003).

As propriedades de um óleo podem mudar significativamente ao longo do processo

de evaporação. Se aproximadamente 40% de um óleo evapora, sua viscosidade

pode aumentar até mil vezes, sua densidade pode aumentar em até 10% e seu

ponto de ignição em até 400% (CETESB, 2003).

3.4.1.3 Dissolução

Através do processo de dissolução muitos dos componentes solúveis do óleo são

perdidos para a água abaixo da mancha. Esses componentes são os aromáticos de

baixo peso molecular e os compostos polares, caracterizados como resinas.

Somente uma pequena parcela do óleo derramado é dissolvida na coluna d’água,

geralmente em torno de 2 a 5% do óleo derramado, e quanto mais agitado o mar

estiver melhor será a dissolução (CETESB, 2003).

56

A importância da dissolução reside no fato de que os compostos dissolvidos são

extremamente tóxicos aos peixes e à vida marinha. Gasolina, diesel e óleos crus

leves são geralmente os maiores causadores de aumento de toxicidade no meio

aquático em um derramamento. As maiores concentrações de compostos tóxicos do

óleo são encontradas próximas a subsuperfície, logo abaixo da mancha de óleo,

portanto a ameaça desses compostos a vida aquática na coluna d’água é localizada

e de curta duração devido às perdas evaporativas (FINGAS, 2001).

3.4.1.4 Dispersão Natural

A dispersão natural ocorre quando pequenas partículas do óleo chamadas “droplets”

são transferidas para dentro da coluna d’água pela ação de ondas ou da turbulência.

Pequenas partículas de óleo (menor do que 20 µm ou 0.020 mm) são relativamente

estáveis na água e permanecerão no ambiente por um longo tempo. Partículas

formadas pelo processo de dispersão que possuem dimensão maior do que 0,1 mm

em diâmetro tendem a se agrupar e permanecerem próximas à superfície, já

partículas menores do que esse valor tendem a se dispersar mais facilmente na

coluna d’água (CETESB, 2003).

Dependendo das condições físico-químicas do óleo e da hidrodinâmica, a dispersão

natural pode ser insignificante (FINGAS, 2001). Óleos pesados não dispersam

naturalmente em qualquer tipo de condição, já os óleos leves como gasolina e diesel

possuem maior facilidade de dispersão. Em 30 anos de monitoramento de

derramamentos de óleo nos oceanos feito por pesquisadores noruegueses, aqueles

incidentes onde o óleo foi dispersado naturalmente teve ocorrência de alta

hidrodinâmica marinha.

3.4.1.5 Emulsificação

Emulsificação é o processo no qual um líquido é disperso dentro de outro na forma

de pequenas partículas. Partículas de água podem permanecer dentro de uma

camada de óleo em uma forma estável e o material resultante é completamente

57

diferente. A emulsão óleo-água muda as características e as propriedades do óleo

derramado substancialmente, chegando a englobar em sua formação cerca de 50 a

80% de água, expandindo o volume do óleo de 2 a 5 vezes do volume original

(FINGAS et al., 2003). Segundo Fingas e colaboradores (1999), a densidade do óleo

emulsificado também é alterada, podendo atingir níveis de 1,03, enquanto o óleo

natural chegaria a densidades menores do que 0,08.

A emulsão água-óleo é também chamada de “mousse” ou “mousse de chocolate”,

devido à sua aparência (Figuras 3.2 e 3.3).

Figura 3.2: Formação de emulsão água-óleo. Fonte: FINGAS (2001).

Figura 3.3: Emulsão água-óleo semelhante a um “mousse de chocolate”. Fonte: FINGAS (2001).

58

O mecanismo de formação da emulsão não é totalmente bem conhecido, mas ele

provavelmente começa com a hidrodinâmica forçando a entrada de pequenas

parcelas de água, de tamanho aproximado de 10 a 25 µm, para dentro do óleo. Se o

óleo for pouco viscoso, então essas pequenas partículas não sairão do óleo

rapidamente, já se o óleo for muito viscoso, as partículas não conseguirão entrar no

óleo (FINGAS, 2001).

Os asfaltenos (compostos químicos orgânicos de maior peso molecular e maior

ponto de ebulição) e as resinas presentes no óleo interagem com as partículas de

água e se estabilizam. Dependendo da quantidade de asfaltenos e resinas, bem

como de compostos aromáticos, uma emulsão será formada. A evaporação tem um

papel importante na formação de uma emulsão, pois ela diminui a quantidade de

compostos aromáticos de baixo peso molecular e aumenta a viscosidade até um

valor crítico, favorecendo a emulsificação.

A emulsão tem a coloração meio marrom avermelhado, sendo levemente sólida.

Devido a sua alta viscosidade e seu caráter viscoso, as emulsões não se espalham

facilmente e tendem a permanecer no sedimento ou na costa. A emulsão pode

permanecer no ambiente, geralmente no sedimento, por semanas ou até meses. A

viscosidade do óleo pode aumenta em até 1000 vezes do valor original, dependendo

do tipo de emulsão formada (FINGAS, 2001).

Os aumentos de volume e viscosidade dificultam bastante as operações de limpeza

e remoção. Óleo emulsificado é difícil ou impossível de dispersar, para recolher com

recolhedores (skimmers) ou para queimar.

A formação de emulsificação também muda o destino do óleo. Tem sido notado que

quando o óleo forma emulsões estáveis ou meso-estáveis, a evaporação diminui

consideravelmente, a biodegradação também diminui, e a dissolução de

componentes solúveis a partir do óleo cessa quando a emulsificação é formada

(CETESB, 2003).

59

3.4.1.6 Sedimentação

A sedimentação é o processo pelo qual o óleo é depositado no fundo do corpo

d’água. A sedimentação ocorre quando as partículas de óleo atingem uma

densidade maior do que a da água após a interação com material mineral na coluna

d’água, ou quando a emulsificação atinge níveis de densidade maiores do que da

água ao redor. Essas interações geralmente ocorrem com maior intensidade quando

há maior quantidade de material em suspensão, geralmente próximo à costa ou na

desembocadura de algum rio ou laguna.

Uma vez que o óleo encontra-se depositado no sedimento, uma fina camada de

sedimentos minerais e orgânicos o cobrirá lentamente. Geralmente uma pequena

parcela do óleo derramado vai parar no sedimento. Segundo estudos realizados

cerca de aproximadamente 10% do óleo total é depositado no fundo (FINGAS,

2001).

A sedimentação é um processo muito importante em águas rasas, condições de mar

agitado onde parte do sedimento é constantemente ressuspenso.

Segundo Boehm (1987), a taxa de sedimentação do óleo é fortemente influenciada

pela concentração de sedimentos em suspensão na região de derramamento do

óleo. Segundo o autor, para concentrações entre 1-10mg.L-1 nenhum transporte

substancial de partículas associadas ao óleo migram para o sedimento. Em

ambientes com níveis de 10-100mg.L-1 de sedimentos em suspensão, consideráveis

taxas de transporte de sedimento para o leito marinho podem ocorrer na presença

de turbulência, já níveis maiores do que 100mg.L-1 ocorre transporte massivo de

óleo adsorvido pelo sedimento para o leito marinho. Nesses dois últimos casos, a

adsorção de partículas de óleo em material em suspensão pode proporcionar um

eficiente mecanismo de sedimentação do volume de óleo derramado. Demais

autores, como Owens (1999) provaram em laboratório que a formação de

aglomerados óleo-mineral aumenta a dispersão do óleo derramado e reduz

eficientemente as propriedades adesivas do óleo residual. Floch e colaboradores

(2002) também analisaram e mostraram que muitos conglomerados de óleo e

minerais podem ocorrer próximo às regiões costeiras, inclusive com os minerais

determinando a forma do conglomerado (Figura 3.4).

60

Figura 3.4: Microfotografia epi-fluorescente de aglomerados de óleo com minerais. As cores claras

que imitem iluminação representam o óleo. (a) Agregação de uma partícula de óleo cercada por

partículas minerais. (b) múltiplas partículas agregadas às partículas minerais. (c) agregação com

partículas minerais dentro das partículas de óleo determinando a forma do conglomerado. Fonte:

Floch e colaboradores (2002).

3.4.1.7 Foto-oxidação

A foto-oxidação pode mudar a composição do óleo. Esse processo de intemperismo

gera uma variedade de compostos oxigenados como compostos sulfúricos, ácidos

carboxílicos, aldeídos, ésteres, fenóis, etc., todos de alta polaridade, contribuindo

para a solubilidade e desaparecimento da mancha de óleo no mar (FLOCH et al.,

2002). Os compostos mencionados são consideravelmente mais tóxicos e mais

solúveis na água (CETESB, 2003), porém são mais susceptíveis as ações de

degradação fotolítica, permanecendo por menos tempo no ambiente.

De uma maneira geral a foto-oxidação desempenha um papel menos importante

quando comparado aos demais processos de intemperização. Geralmente esse

processo é limitado às altas latitudes, onde há pouca luz solar, especialmente

durante inverno.

61

3.4.1.8 Biodegradação

Biodegradação de óleo é um dos mais importantes processos envolvidos no

intemperismo e remoção do petróleo do meio marinho, principalmente se as

características químicas do óleo forem basicamente de compostos não voláteis

(VENOSA E ZHU, 2003).

Um amplo número de organismos é capaz de degradar os hidrocarbonetos de

petróleo. Muitas espécies de bactérias, fungos e leveduras metabolizam petróleo

como uma fonte energética de alimentação. Os hidrocarbonetos metabolizados

pelos organismos são geralmente convertidos em compostos oxidados, os quais

podem ser degradados e solúveis, ou podem acumular no óleo remanescente. A

toxicidade aquática associada aos processos de biodegradação é, às vezes, maior

do que aquela encontrada nos compostos solúveis do petróleo (FINGAS, 2001).

Após um derramamento de óleo, a população de microorganismos aumenta em

função da fonte de alimento. A taxa pela qual o óleo é biodegradado está

diretamente ligada à disponibilidade de oxigênio, nutrientes e temperatura. O

oxigênio aparentemente não se traduz como um problema para a maioria dos

ambientes marinhos, especialmente porque este se encontra em abundância nesse

meio (coluna d’água, água de superfície, superfície do sedimento). A dificuldade

ocorre quando o óleo atinge a subsuperfície do sedimento, região com deficiência de

oxigênio, onde microorganismos degradam o óleo a uma taxa reduzida.

O processo de biodegradação é um processo lento em águas frias. O tempo para se

degradar o mesmo volume de óleo quando a temperatura da água está a 14oC é

quatro vezes maior do que se o mesmo estivesse a 18oC (LEBLANC, 1990). A

dependência de nutrientes refere-se, principalmente, a disponibilidade de fósforo e

nitrogênio. A taxa de biodegradação de hidrocarbonetos ocorre preferencialmente na

seguinte ordem: alcanos normais, alcanos ramificados, aromáticos e cicloalcanos

(CETESB, 2003). Hidrocarbonetos aromáticos policíclicos, incluindo aqueles com 5 e

6 anéis, sofrem também biodegradação. Tanto hidrocarbonetos aromáticos quanto

parafínicos são susceptíveis a oxidação microbiológica. Hidrocarbonetos aromáticos

dinucleares são eliminados por biodegradação, enquanto que os mononucleares são

perdidos principalmente por evaporação (FINGAS, 2001).

62

CAPÍTULO 4: LEGISLAÇÃO AMBIENTAL, O MODELO HIDRODINÂMICO POM E O MODELO DE DERRAMAMENTO DE ÓLEO OSCAR

4.1 Os aspectos da legislação ambiental industrial

4.2 A legislação ambiental da indústria do petróleo

4.3 A legislação ambiental voltada ao derramamento de petróleo

4.4 O modelo hidrodinâmico POM (Princeton Ocean Model)

4.5 A Modelagem numérica de derramamentos de óleo


Response)

63

4.1 Os aspectos da legislação ambiental industrial.

Toda atividade industrial é regida por uma legislação vigente, a qual tem por objetivo

tornar os processos industriais legais perante a lei, à sociedade e ao meio ambiente.

A população mundial vive, desde muitas décadas, uma necessidade crescente de

aumento de produtividade em suas atividades, muitas vezes consumindo recursos

naturais em excesso. As indústrias de modo geral, a até duas décadas atrás, não se

importavam com os aspectos ecológicos em torno do parque industrial, despejando

todo tipo de resíduos no ambiente sem qualquer tratamento ou investimento para

essa finalidade.

A partir da década de 90 que os aspectos ambientais foram levados em

consideração pelas indústrias, devido à obrigatoriamente do cumprimento de uma

série de leis ambientais que, caso não fossem cumpridas, a indústria seria multada e

encerrava suas atividades. As empresas foram obrigadas a seguir uma série de

instrumentos de gestão ambiental, criterizadas conforme o tipo de atividade

desenvolvida, como implantar suas instalações seguindo o zoneamento de uso do

solo, estabelecer padrões de qualidade ambiental, licenciar ambientalmente suas

atividades, ter estudos de impacto ambiental (EIA-RIMA) e a realizar auditorias

ambientais, dentre outros (CETESB, 2003).

É neste contexto que surge o direito ambiental, ou seja, uma série de obrigações

ambientais a serem realizadas pelas indústrias a fim de preservarem o meio

ambiente.

Atualmente existem aproximadamente 11 mil leis federais, das quais cerca de 150

relacionadas ao meio ambiente. Decretos ambientais totalizam em torno de 350, e

393 resoluções CONAMA estão diretamente relacionadas às questões ambientais

(ZURITA E RODRIGUES, 2008).

4.2 A legislação ambiental da indústria do petróleo.

A Lei do Petróleo (Lei 9.478/97) representou a confirmação da abertura do mercado

brasileiro de petróleo às companhias internacionais, sendo iniciado em 1975 com os

64

contratos de risco. Essa Lei teve como função regular as atividades relativas ao

monopólio do petróleo, além de dispor sobre os objetivos da política energética

nacional. Além disso, a lei criou o CNPE (Conselho Nacional de Políticas

Energéticas) e a ANP (Agência Nacional do Petróleo). A CNPE é um órgão de

assessoramento da Presidência da República com a atribuição de elaborar

propostas para assegurar o abastecimento interno e o aproveitamento racional dos

recursos energéticos. Já a ANP, que após ser criada foi implementada pelo Decreto

no

O licenciamento das atividades de petróleo é executado pela Coordenação Geral de

Licenciamento de Petróleo e Gás (CGPEG), instalada na Superintendência do

IBAMA no Rio de Janeiro. O CGPEG dividiu as atividades de petróleo relacionadas

ao meio ambiente em três classes. Segundo o site oficial da CGPEG, a classe I

compreende estudos e levantamentos em profundidades inferiores a 50m ou em

áreas de alta sensibilidade ambiental onde existem ecossistemas ecologicamente

importantes, tais como recifes de corais, bancos de algas calcárias, estuários e alta

atividade pesqueira artesanal. A classe II compreende estudos e levantamentos em

profundidade entre 50 e 200m, em área com baixa intensidade de pesca artesanal e

ausência de ecossistemas sensíveis. A classe III compreende levantamentos em

profundidade superior a 200m e/ou em áreas com baixa intensidade de pesca

artesanal e ausência de ecossistemas sensíveis.

2.455 de 14 de janeiro de 1998, teve por finalidade exercer as funções de órgão

regulador e fiscalizador das atividades referentes ao petróleo e ao gás natural no

país. A ANP ficou responsável pela estruturação do setor petrolífero, através do

controle sobre as práticas concorrenciais e o seu estímulo, até o fim da cadeia

produtiva.

Diferentemente do licenciamento ambiental para atividades industriais gerais, os

empreendimentos relacionados ao petróleo e gás devem passar por um

procedimento dividido em quatro fases, conforme é apresentado no Artigo 5o da

Resolução no 2 do CONAMA, a saber (MONTEIRO E LEITE, 2003): a) Licença

Prévia para Perfuração, a qual autoriza a atividade de perfuração, devendo o

empreendedor apresentar o Relatório de Controle Ambiental (RCA) das atividades e

a delimitação da área de atuação pretendida; b) Licença Prévia de Produção para

Pesquisa, que autoriza a produção e viabilidade econômica da jazida, obrigando a

empresa concessionária a providenciar o Estudo de Viabilidade Ambiental (EVA); c)

65

Licença de Instalação, requerida após a aprovação do EIA (Estudo de Impacto

Ambiental) ou RAA (Relatório de Avaliação Ambiental), sendo responsável pela

autorização da instalação de unidades e sistemas necessários à produção e ao

escoamento; d) Licença de Operação, que autoriza, após a aprovação do Projeto de

Controle Ambiental (PCA), o início da operação do empreendimento ou das

unidades das instalações e sistemas integrantes da atividade na área de interesse.

Na expedição das quatro espécies de licenças descritas, o órgão ambiental

competente poderá utilizar instrumentos patrocinados pelo empreendedor ou

concessionário, como o EIA e o respectivo RIMA (Relatório de Impacto Ambiental,

de acordo com as diretrizes gerais fixadas pela Resolução no

001/86 do CONAMA),

Relatório de Controle Ambiental (contém a descrição da atividade de perfuração,

riscos ambientais, identificação dos impactos e medidas mitigadoras), Estudo de

Viabilidade Ambiental (compreende o plano de desenvolvimento da produção para a

pesquisa pretendida, com avaliação ambiental e indicação das medidas de controle

a serem adotadas), Relatório de Avaliação Ambiental (traz o diagnóstico ambiental

da área onde já se encontra implantada a atividade, descrição dos novos

empreendimentos ou ampliações, identificação e avaliação do impacto ambiental e

medidas mitigadoras a serem adotadas, considerando a introdução de outros

empreendimentos) e Projeto de Controle Ambiental (contém os projetos executivos

de minimização dos impactos ambientais avaliados nas fases de Licença Prévia

para Perfuração, Licença Prévia de Produção para Pesquisa e Licença de

Instalação).

4.3 A legislação ambiental voltada ao derramamento de petróleo.

Segundo Bethlem e colaboradores (2002), a modelagem de derramamento de óleo

define a área de influência indireta da atividade, na qual se baseia todo o diagnóstico

ambiental, bem como define cenários através das simulações, permitindo a

elaboração de estratégias necessárias ao atendimento emergencial de acidentes

que envolvam derramamento de óleo no mar, no contexto do Plano de Emergência

Individual. Constitui, dessa maneira, uma ferramenta fundamental na elaboração do

estudo e da gestão ambiental das atividades de exploração e produção.

66

A modelagem de derramamento de óleo no mar segue o escopo desenvolvido pelo

ELPN/IBAMA (Escritório de Licenciamento de Atividades do Petróleo e Nuclear),

atual CGPEG, estabelecendo critérios técnicos para consolidar as diretrizes da

modelagem.

Segundo o CGPEG, é obrigação do empreendedor apresentar a modelagem do

derramamento de óleo para delimitação da Área de Influência Indireta (AII) da

atividade, bem como realizar a coleta de dados para calibrar e validar os modelos.

Porém, a maior dificuldade encontrada pelos empreendedores é a falta de uma base

de dados meteorológicos e oceanográficos consistente para as diversas bacias

sedimentares marinhas. Um segundo problema enfrentado em decorrência do

licenciamento atual é a falta de padronização dos modelos aplicados, e sua

validação para as condições ambientais da costa brasileira (BETHLEM et al, 2002).

Atualmente, dentro do escopo do licenciamento ambiental, se utiliza esta ferramenta

computacional como diretriz para avaliação dos possíveis impactos das atividades

petrolíferas, em acordo com os dados apresentados no Diagnóstico Ambiental do

Meio Físico, como orientação das estratégias de resposta do Plano de Emergência

Individual. O Modelo de Termo de Referência relaciona as premissas básicas para a

elaboração das simulações a serem incorporadas nos estudos para licenciamento.

As principais informações que devem constar no Relatório de Impacto Ambiental em

relação às simulações de derramamento de óleo são as análises probabilísticas

(considerando as condições sazonais), e a determinística crítica, se referindo aos

piores cenários possíveis (em relação à chegada do óleo na costa), também levando

em consideração as condições sazonais.

As informações referentes aos parâmetros ambientais e propriedades físico-

químicas do óleo também devem ser informadas no documento. Nas áreas situadas

fora da plataforma continental, a simulação deve englobar dados de vento e de

corrente oceânica. Já em áreas onde sejam simulados cenários de derramamento

de óleo sobre a plataforma continental e em águas rasas (profundidades menores do

que 60m), a modelagem deverá abranger, além dos dados de vento e correntes

costeiras, parâmetros de ondas e correntes de maré.

Em relação ao óleo utilizado nas simulações, o empreendedor deverá justificar a

utilização de determinado tipo de óleo nos cenários de derramamento. Em relação

67

ao volume de óleo derramado, as modelagens deverão utilizar cenários de descarga

de pior caso, conforme consta na Seção 2.2.1 do Anexo II da Resolução CONAMA

398/2008. O RIMA (Relatório de Impacto Ambiental) deverá conter os piores

cenários de simulação, com uma previsão de tempo e concentração de óleo na

costa. Outras informações importantes referentes aos cenários de derramamento de

óleo devem constar nos documentos finais, conforme rege a Resolução CONAMA

398/2008, como a grade numérica utilizada no modelo, com informações de cotas

batimétricas referenciadas, tipo de interpolação de dados utilizada e a exibição de

mapas e figuras representativas para a região. As descrições das forçantes

ambientais também devem constar no documento, como dados meteorológicos,

oceanográficos e referentes às características do óleo. Deve ser informado o

domínio e condições de contorno utilizadas, além da descrição de equações do

modelo numérico utilizado no derramamento de óleo.

A determinação da área de influência indireta da atividade é feita a partir da

simulação dos piores cenários para o toque de óleo na costa e de acordo com a

análise probabilística de séries temporais de dados meteorológicos e

oceanográficos. Quanto aos aspectos inerentes às atividades petrolíferas no mar, o

CGPEG subdivide os ecossistemas da plataforma continental em águas rasas (entre

zero e 60m de profundidade), intermediárias (entre 60 e 200m de profundidade) e

profundas (profundidades maiores do que 200m), baseando-se no clima de ondas

da costa brasileira.

Atenção especial deve ser dada às áreas consideradas muito sensíveis, como o

Banco de Abrolhos (sul da Bahia), Parcel Manuel Luís (costa do Maranhão),

Pesqueiros da Costa do Nordeste, e outros santuários da biodiversidade da costa

brasileira. Nestes locais as modelagens ainda são problemáticas, visto que existem

dificuldades em estabelecer os limites, em especial para feições submersas e, desta

forma, determinar os reais impactos dos derramamentos de óleo.

Atendendo as diretrizes da Resolução CONAMA (RC) no 398 de 11 de Junho de

2008, o Plano de Emergência Individual deve ser elaborado considerando, dentre

outras informações, a probabilidade do óleo atingir determinadas áreas e a

sensibilidade destas ao óleo. De acordo com esta Resolução, uma das maneiras de

se determinar as áreas passíveis de serem atingidas é a utilização de modelos de

transporte e dispersão de óleo. Neste caso, a RC 398 estabelece que a simulação

68

deva considerar o volume de derramamento correspondente à descarga de pior

caso.

O cálculo do volume do derramamento correspondente à descarga de pior caso para

plataformas de produção e tanques (navios FPO e FPSO - escopo do presente

trabalho) deve ser realizado com base na produção dessas estações, bem como a

soma total da capacidade máxima de estocagem, supondo um derramamento diário

sem ações de resposta de combate, durante 30 dias de perda do controle do poço.

Segundo a RC 398, caso a perda de controle do poço não comprometa a estocagem

da plataforma, deverá ser utilizado apenas o volume relativo ao descontrole

multiplicado por 30 dias. No entanto, uma análise técnica comprobatória deva

justificar o não comprometimento da estocagem na estação de produção.

4.4 O modelo hidrodinâmico POM (Princeton Ocean Model)

O modelo hidrodinâmico POM possui estrutura tridimensional, não linear, com as

equações hidrodinâmicas escritas na forma de fluxo, sob as aproximações de

Boussinesq e hidrotástica (BLUMBERG E MELLOR, 1987). Este modelo permite a

utilização de grades curvilíneas de coordenadas σ na vertical, escalonada de acordo

com a profundidade local, e a resolução das camadas turbulentas de superfície e de

fundo, por meio de um submodelo de fechamento turbulento de ordem 2.5 (MELLOR

E YAMADA, 1982). O modelo possui três componentes de velocidade de fluxo,

temperatura e salinidade, assim como energia cinética turbulenta e mistura

turbulenta (KAWASE, 1998). Além disso, o POM integra as equações primitivas de

Reynolds discretizadas por diferenças finitas segundo o método Leapfrog.

O uso de coordenadas σ facilita a representação da estrutura vertical do sistema

costeiro com morfologia de fundo irregular, como o da área de estudo (Bacia do

Espírito Santo, Cumuruxatiba e Jequitinhonha). O fechamento turbulento de ordem

2.5 utiliza os resultados das equações da energia cinética turbulenta e da escala de

comprimento, bem como a turbulência no cálculo dos coeficientes cinemáticos, tanto

de viscosidade quanto de difusão turbulenta de calor e sal na vertical. Esses

cálculos são efetuados com base em equações empíricas que utilizam constantes

estabelecidas em experimentos de laboratório e em observações de campo. Com o

69

fechamento turbulento de ordem 2.5, o modelo reproduz de maneira mais realística

as camadas de Ekman de superfície e de fundo (BLUMBERG E MELLOR, 1987).

Além dos aspectos específicos acima mencionados, o modelo adota soluções

largamente utilizadas na literatura, como gradeamento do tipo C de Arakawa e

métodos de integração diferentes na horizontal e na vertical - integração horizontal e

temporal explícita e vertical implícita. O modelo apresenta uma superfície livre e dois

intervalos de tempo distintos, um para o modo de oscilação externo e outro para os

internos. O modo externo (barotrópico) é bidimensional e usa um intervalo de tempo

menor, baseado na condição de estabilidade computacional de Courant-Friedrichs-

Levy (CFL). Os modos internos (baroclínicos) são tridimensionais e usam um

intervalo de tempo mais longo (MELLOR E YAMADA, 1982).

4.5 A modelagem numérica de derramamentos de óleo no mar.

Um grande número de modelos de derramamento de óleo está em uso no mundo

hoje. Eles compreendem ferramentas poderosas nos planos de emergência dos

derrames de óleo. Estes vão na capacidade de simples trajetórias, ou modelos de

monitoramento de partículas, até modelos de trajetória de destino tri-dimensionais

que incluem simulações com ações de resposta e estimação de efeitos biológicos

(REED et al., 1999). Dois modelos contendo os mesmo algoritmos podem dar

resultados bastante diferentes com os mesmos dados de entrada. A implementação

do algoritmo é crucial para o seu desempenho, e a interação deste com outros

códigos, por exemplo, aqueles referentes ao espalhamento, evaporação,

emulsificação, dispersão, etc., vão garantir a eficácia do modelo. Os algoritmos

referentes aos processos de intemperismo do óleo no mar são as principais

características do modelo que o faz eficiente e realístico aos cenários. Atualmente a

comunidade científica interessada na modelagem de derramamentos de óleo tem

obtido conhecimento cada vez mais detalhado desses processos, criando códigos

cada vez mais aprimorados. O crescente poder computacional continuará

melhorando a interpretação e funcionamento dos códigos de processos ambientais,

permitindo maior detalhamento das características físicas e químicas do óleo no

70

ambiente, juntamente com um melhor acoplamento de dados oceanográfico e

meteorológicos.

Basicamente os modelos de derramamento de óleo possuem três principais etapas

no processo de simulação: a entrada de dados (tipo de óleo, taxa de derramamento,

localização, condições especiais, linha de costa, correntes, batimetria, estado do

mar, velocidade do vento, temperatura do mar, gelo, etc.), os processos de

compilação e execução dos dados em diferentes intervalos de tempo (advecção,

espalhamento, dissolução, emulsificação, evaporação, etc.) e a saída (balanço de

massa do óleo, distribuição geográfica e propriedades) (REED, et al., 1999).


Response)

O modelo OSCAR (Oil Spill Contingency And Response) é um modelo amplamente

usado em planos de contingência para análise de um cenário pré- derramamento de

óleo, quantificação de destino da mancha, simulação de processos de intemperismo,

análise de potenciais conseqüências ambientais e eficiência de diversos métodos de

combate ao óleo derramado (incluindo o uso de dispersantes) (DALING et al. 2002).

Estes mesmos autores realizaram vários testes e fizeram uma revisão dos dados

atuais referentes ao uso de dispersantes no Mar do Norte para derramamentos de

óleo, a fim de poderem dar melhor suporte a esta ferramenta no modelo OSCAR. O

desenvolvido do modelo também objetivou auxiliar nas tomadas de decisão

relacionadas a resposta e contingência de derramamentos de óleo. Como as

conseqüências ambientais são componentes importantes para esse tipo de decisão,

o modelo permite avaliar os potenciais efeitos de derramamentos na coluna de água,

na superfície, nos sedimentos e na linha de costa.

Os componentes chaves do modelo são o banco de dados de óleo, a trajetória tri-

dimensional de destino da mancha (superfície e coluna d’água) (REED et al., 1995),

os principais processos de intemperismo ambiental (evaporação, advecção,

dissolução, emulsificação, espalhamento, degradação, sedimentação, coluna

d’água, linha de costa e ações de resposta) (AAMO et al., 1993), o modelo de

destino de compostos químicos, o modelo de combate ao derramamento de óleo e o

71

modelo de exposição para peixes e ictioplâncton (REED et al., 1995), aves e

mamíferos marinhos (DOWNING E REED, 1996).

O modelo OSCAR é um modelo de código fechado, isento de alterações do código

fonte. Desta forma, a única forma de interação do modelo com o usuário é através

de janelas gráficas onde dados referentes ao derramamento podem ser informados.

Muitos parâmetros de entrada podem ser alterados e/ou importados para dentro do

modelo, como o fluxo de correntes, o regime de ventos, o perfil vertical de

temperatura, salinidade e oxigênio dissolvido, o número de partículas sólidas e

dissolvidas, a temperatura da água e do ar, a taxa de vazamento do óleo, a

composição padrão do óleo, dados referentes ao sedimento em suspensão, etc. O

usuário pode, ao final das simulações probabilísticas e determinísticas, visualizar

uma grande quantidade de mapas referentes ao resultado das simulações. Os

mapas determinísticos podem ser visualizados de forma 3-D no eixo x-y-z de forma

lagrangeana, podendo informar a quantidade de óleo que vai para fundo marinho, a

viscosidade do óleo, a quantidade de água misturada ao óleo, a concentração do

óleo, o diâmetro de partículas, a concentração de óleo na linha de costa e a

espessura da mancha de óleo, além do balanço de massa com os principais

processos de intemperismo e as variações temporais de direção e intensidade do

vento atuante sobre o local de derramamento.

Já os mapas probabilísticos informam resultados eulerianos para a superfície

(probabilidade, toneladas de óleo, mínimo tempo de chegada, máximo tempo de

exposição, a massa de óleo emulsificado, a espessura do óleo, a quantidade de

água aderida ao óleo, a espessura), para a coluna d’água (probabilidade de

ocorrência de óleo, tonelagem de óleo na costa, mínimo tempo de chegada do óleo,

profundidade de mistura, tempo de chegada do óleo, máximo tempo de exposição,

etc.), na linha de costa (idem a superfície). Além disso, através da ferramenta Área

em Função do Tempo, é possível estabelecer áreas prioritárias para proteção onde

é informada a quantidade de óleo que atingiu a área durante o período simulado.

Nesse caso é possível visualizar e analisar separadamente todos os mapas

explicados acima.

O modelo OSCAR trabalha com intervalos de tempo de cálculos dos resultados

finais (tanto dados referentes aos processos de intemperismo atuantes sobre a

mancha de óleo quanto sobre as ações de combate), onde o valor padrão utilizado é

72

10 minutos. Tanto esse como outros parâmetros, tais como o fator do vento

induzindo corrente (3.5% como valor padrão) e o tempo de gravação de saída dos

dados em arquivos de texto de 2 em 2 horas (passo de tempo de escrita) são

passíveis de alteração pelo usuário. A grade utilizada nas simulações numéricas é

construída no próprio modelo OSCAR de forma regular sendo possível definir a área

de abrangência e o número de células no plano x-y.

A linha de costa utilizada pelo modelo possui resolução de 1 km, sendo importada

da Agência de Mapeamento de Defesa dos EUA. Já a batimetria é definida no

modelo através do SeaTopo 6.2, o qual cobre uma área que se extende de 72 oS até

72 o

Através dos dados de velocidade do vento (U), profundidade da coluna d’água (d) e

a aceleração da gravidade (g), o modelo OSCAR é capaz de estimar a alta

significativa (H) e o período (F) da onda, segundo as Equações 2 e 3 presentes no

U.S. Army Corps of Engineers Shore Protection Manual.

N, numa resolução de 3 a 10 km. Esse conjunto de dados é baseado na

combinação de dados altimétricos de satélite com os dados coletados por navios

(REED, 2001).

Equação 2

Equação 3

No contexto apresentado acima com as informações referentes ao OSCAR, se

resume o funcionamento do fluxo computacional do modelo OSCAR através do

diagrama da Figura 4.1.

De acordo com o diagrama deve-se informar o tipo e composicao do óleo, condicoes

de vazamento (taxa, localização, profundidade, temperatura e salinidade) e as

condições de implementacao do modelo, isto é, número de partículas, grade de

73

simulação, níveis de profundidade, fator do vento, etc. À essas informações devem

ser implementados no modelo dados da dinâmica meteoceanografica, batimétricos,

do estado do mar e o contorno de linha de costa.

Figura 4.1: Fluxograma de processamento do modelo de dispersão de óleo OSCAR. Adaptado de

Reed (2001).

A etapa processamento refere-se a execução de uma série de algoritmos referentes

aos principais processos de intemperismo, como advecção, espalhamento,

evaporação, emulsificação, dispersão natural, dissolução, degradação e

sedimentação, além de realizar cálculos referentes às ações de combate ao

derramamento. Uma vez finalizado o processamento, os resultados podem ser

visualizados via balanço de massa e mapas bi-dimensionais.

74

CAPÍTULO 5: METODOLOGIA

5.1 Fluxograma de etapas metodológicas

5.2 A implementação do modelo POM na área de estudos

5.3 A importação de dados no modelo OSCAR

5.4 Os parâmetros ambientais das simulações do OSCAR

5.5 As estratégias de modelagem

75

5.1 Fluxograma de etapas metodológicas

A seqüência de passos desenvolvidos na metodologia do presente trabalho resume-

se no fluxograma da Figura 5.1.

Figura 5.1: Fluxograma das etapas metodológicas.

76

5.1 A implementação do modelo POM na área de estudos

O modelo POM foi implementado para a área de estudos pelo Laboratório de

Experimentação Numérica em Oceanografia da Universidade Federal do Rio Grande

- LENOC/FURG em dois períodos sazonais de 90 dias de verão e inverno, iniciando

no dia 20/12/1988 e 20/05/1989 respectivamente.

O modelo incorporou dados de vento do SOMAR Meteorologia produzidos pelo

modelo ETA alimentado com dados de reanálise do NCEP/NCAR (National Center

for Environmental Prediction/National Center for Atmospheric Research) com

resolução temporal de 6 horas, as cinco principais componentes harmônicas de

maré (M2, S2, N2, K2 e O1) importadas do FES95.2 e a Corrente do Brasil, em uma

grade numérica de 200x300 pontos com resolução espacial de ¼ de grau,

aproximadamente 28 km, e vertical com 11 níveis sigma. O campo termohalino

inicial foi derivado do modelo global OCCAM (Ocean Circulation and Climate

Advanced Modeling Project) com resolução de ¼ de grau. A Figura 5.2 mostra a

batimetria da região da grade numérica curvilinear implementada pelo modelo POM.

Figura 5.2: Batimetria da grade curvilinear simulada pelo modelo POM.

77

5.2 A importação de dados no modelo OSCAR

As séries temporais de dados hidrodinâmicos e eólicos foram importadas pelo

modelo OSCAR a fim de funcionarem como as principais forçantes nos cenários de

derramamento de óleo. Os dados de vento incorporados ao modelo OSCAR são os

mesmos usados como forçante externa no modelo POM, implementado pelo

LENOC/FURG, possuindo a mesma distribuição espacial sem a necessidade de

interpolação.

Os dados de vento necessitaram ser rearranjados em arquivos específicos para

poderem ser importados pelo OSCAR. O rearranjo consistiu em separá-los em

função da data (6 em 6 horas a partir do dia 30/12/1988) e das componentes u e v

do movimento. Cada arquivo de conjunto de dados de vento foi relacionado a um

arquivo de importação (“.imp”), o qual funciona como um direcionador dos arquivos

de dados de cada série temporal, sendo desta forma importado pelo modelo

OSCAR.

Os dados hidrodinâmicos resultantes das simulações realizados pelo modelo POM

foram interpolados tanto na horizontal quanto na vertical antes de serem importados

pelo modelo OSCAR. No primeiro caso foi utilizada a interpolação cúbica (ou

trilinear) e, no segundo caso foi utilizada a interpolação linear. Assim, no plano x-y

os dados hidrodinâmicos da grade original com 200x300 pontos do modelo POM

foram rearranjados em uma grade numérica de 91x91 pontos, com resolução de 1/10

de grau (aproximadamente 10 km), com limites espaciais de 23oS a 14oS e 43oW a

34oW, como mostra a Figura 5.3.

78

Figura 5.3: Grade numérica utilizada no modelo OSCAR para a realização das simulações. As cores

azul, amarela e verde representam o continente, sedimentos costeiros (areia) e a água,

respectivamente. Em destaque a região costeira de Caravelas - BA.

Na vertical, os dados hidrodinâmicos foram transformados de coordenadas σ para

coordenadas z e, assim, interpolados de forma linear em quatro níveis. Os níveis de

profundidade escolhidos foram: 5 metros, 20 metros, 80 metros e 300 metros, sendo

níveis representativos para derramamentos superficiais de óleo segundo

pesquisadores noruegueses da SINTEF.

Os quatro níveis z de dados hidrodinâmicos escolhidos representam toda coluna

d’água, conforme a Figura 5.4.

79

Figura 5.4: Diagrama representativo dos níveis de profundidade utilizados no modelo OSCAR.

Os níveis escolhidos funcionam como camadas de um cubo no modelo OSCAR. Os

dados hidrodinâmicos referentes ao 1o nível, 5 metros, são dados representativos

desde a superfície até o topo do nível abaixo, ou seja, 7.5 metros, e assim por

diante, até o 4o

Os dados hidrodinâmicos que foram importados pelo modelo OSCAR também foram

filtrados a fim de constituírem em uma nova base de dados. Para tanto, esses dados

foram submetidos a um filtro de 40 horas para a remoção de processos de escala

supra-inerciais, removendo-se, por exemplo, a maré como forçante do sistema.

Desta forma, esse novo conjunto de dados foi importado pelo modelo OSCAR da

mesma maneira com que os dados originais foram importados, tanto na vertical

quanto na horizontal, conforme mostrado anteriormente. Essa análise é viável visto

nível ser representativo até o fundo batimétrico do local.

O conjunto total de dados (data, localização dos pontos de grade e componentes u e

v da velocidade, organizados por dia e por nível de profundidade) foi organizado em

apenas um arquivo de extensão CDL (Commom Data Language), transformado para

o formato NetCDF (Network Commom Data Form) e, finalmente, importado para

dentro do OSCAR.

80

que muitos estudos ambientais, tanto no Brasil quanto no mundo, utilizam o

resultado de simulações de derramamento de óleo forçados por uma hidrodinâmica

resultante de modelos globais de circulação superficial e profunda, os quais não

incorporam a maré como forçante do modelo.

5.3 Parâmetros ambientais das simulações do OSCAR

Os parâmetros ambientais são importantes no destino do óleo e nos processos de

intemperismo associados, influenciando fortemente em estratégias de contenção e

recolhimento bem como na elaboração de estudos ambientais.

Os principais parâmetros ambientais a serem considerados são a temperatura do ar

e da água, a salinidade, a concentração de sedimento em suspensão, a

porcentagem da velocidade do vento induzindo corrente superficial e a taxa de

oxigênio dissolvido.

A temperatura do ar de verão e inverno foi obtida no site do CPTEC/INPE (Centro de

Previsão do Tempo e Estudos Climáticos do Instituto Nacional de Pesquisas

Espaciais), com um valor médio climatológico de 26oC e 22oC respectivamente,

medidos na região costeira mais próxima da área de estudo. Os dados de

temperatura e salinidade da coluna d’água até 300 metros foram obtidos do conjunto

de banco de dados do WOCE Global Data Resource (World Ocean Circulation

Experiment). Estudos feitos por Teixeira e colaboradores (2005) próximo ao Banco

de Abrolhos demonstraram que em média a região possui uma taxa de 10mg.L-1 de

concentração de sedimentos em suspensão. Esse parâmetro é fundamental visto

que é um dos principais causadores da sedimentação do óleo no leito marinho

(BOEHM, 1987). A taxa de oxigênio dissolvido, segundo pesquisadores

noruegueses, ainda não é relevante para as simulações do OSCAR na versão 4.0

utilizada, sendo usado um valor padrão no modelo de 10mg.L-1

.

81

5.4 As estratégias de modelagem

A modelagem de derramamento de óleo visando a delimitação de uma zona de

exclusão para as atividades de pesquisa e desenvolvimento (P&D) de petróleo

próximo ao Banco de Abrolhos envolveu quatro etapas:

1a - escolha dos locais de derramamento;

2a - os tipos de óleo utilizados nas simulações;

3a - o volume e taxa do derramamento utilizados;

4a - os parâmetros ambientais.

Os blocos onde as simulações foram implementadas foram escolhidos seguindo três

critérios:

1b - proximidade ao Banco de Abrolhos;

2b - localização próxima da quebra de plataforma;

3b - abrangência das três bacias sedimentares marinhas.

Essas profundidades próximas da quebra de plataforma foram escolhidas visando a

proximidade à Corrente do Brasil, na zona de plataforma externa e talude, onde as

velocidades superficiais da corrente são maiores, podendo levar o óleo para áreas

mais distantes.

Essas profundidades também foram escolhidas porque são locais onde se

encontram grandes poços de produção de petróleo segundo o site oficial da ANP

(Agência Nacional do Petróleo e Biocombustíveis), ou seja, na plataforma

continental externa e talude. Os blocos leiloados até a 9a

A partir dessa premissa, foram escolhidos 4 (quatro) blocos onde as simulações

foram realizadas, estando distribuídos na Bacia do Espírito Santo (1 bloco), na Bacia

de Cumuruxatiba (2 blocos) e na Bacia de Jequitinhonha (1 bloco). Além destes,

foram acrescentados mais 3 (três) pontos de derramamento de óleo, chamados de

Cenários Teóricos (CT’s), onde não há nenhum bloco de petróleo (Figura 6.4). A

adição destes pontos resultará numa maior precisão na determinação da área de

exclusão da atividade de petróleo na região.

rodada de licitações que

estão enquadrados nesses critérios foram utilizados nas simulações.

82

As regiões de proteção ambiental na área de estudo são as duas áreas do Parque

Nacional Marinho de Abrolhos (polígono menor sendo a Zona de Amortecimento 2 e

o polígono médio sendo a Zona de Amortecimento 1) e a Área de Proteção

Ambiental Ponta das Baleias (polígono maior), marcados na Figura 5.5.

A Tabela 5.1 mostra as principais características dos locais de simulação de

derramamento de óleo especificadas na Figura 6.4.

Tabela 5.1: Localização dos pontos de simulação de derramamento de óleo.

Bloco e CT Bacia Latitude Longitude Profundidade (metros)

BM-CUM-1 Cumuruxatiba -17o -3800’00’’ o 104 41’15’’

BM-CUM-2 Cumuruxatiba -17o -3832’30’’ o 86 15’00’’

J-M-259 Jequitinhonha -16o -3715’00’’ o 1.179 52’00’’

ES-M-418 Espírito Santo -19o -3830’00’’ o 69 45’00’’

CT-1 Jequitinhonha -16o -3811’00’’ o 33 30’00’’

CT-2 Mucuri -18o -3711’30’’ o 69 38’30’’

CT-3 Espírito Santo -19o -3701’00’’ o 61 52’00’’

83

Figura 5.5: Localização dos pontos de simulação de derramamento de óleo. Em verde os níveis

batimétricos da região até 3.200 metros segundo o SeaTopo6.2. Em branco destacam-se a APA

Ponta das Baleias (polígono maior) e o PARNA de Abrolhos (polígono médio - Zona de

Amortecimento 1; polígono menor - Zona de Amortecimento 2).

Como muitas dessas regiões são consideradas como novas fronteiras exploratórias

de petróleo, não se sabe ao certo qual o tipo de óleo presente nessas bacias, não

sendo possível estimar um grau API fixo para o óleo da região. Dessa forma, as

simulações nos locais escolhidos serão feitas utilizando dois tipos diferentes de óleo:

óleo leve (grau API > 30) e óleo intermediário (grau API entre 22 e 30). Esses

valores estão de acordo com a ONIP (Organização Nacional da Indústria do

Petróleo). O modelo OSCAR possui um banco de dados com 354 tipos de óleo com

seus respectivos grau API, os quais podem ter suas composições alteradas

84

manualmente. Foram extraídos para as simulações numéricos os óleos Aquila

(35.67864 oAPI) e Belayim (27.61391 oAPI), leve e intermediário respectivamente. A

composição padrão desses dois óleos é mostrada na Figura 5.6.

85

Figura 5.6: Composição padrão dos óleo Aquila e Belayim importados do banco de dados do modelo OSCAR para as simulações de derramamento de óleo.

86

Como nesses blocos e CT’s escolhidos ainda não existe nenhum tipo de produção de

petróleo, não é possível afirmar com certeza qual seria o volume de óleo possível

derramado em cada ponto. Porém, como esses blocos localizam-se em zonas de

plataforma média, externa e talude, pode-se fazer uma estimativa de valor a partir de

uma plataforma em produção localizada próxima à área de estudo. Assim, foi utilizada

a vazão de 192 m3.dia-1 de derramamento de óleo, valor este presente no Relatório de

Impacto Ambiental de produção do bloco BM-J-2, localizado na Bacia do

Jequitinhonha. O volume corresponde a aproximadamente 5 mil toneladas de óleo

derramado continuamente durante 30 dias, seguindo a legislação de cenários de pior

caso da Resolução CONAMA 398/2008, sendo um valor plausível e possível de ocorrer

em caso de atividades de produção nos demais locais de derramamento no presente

estudo.

A determinação da zona de exclusão e das áreas de risco foi feita a partir da análise de

5 (cinco) resultados de campos probabilísticos das simulações numéricas de

derramamento de óleo:

1c - Probabilidade de ocorrência superficial do óleo (%);

2c - Toneladas por célula de grade de 10km2

A probabilidade percentual de ocorrência do óleo na superfície representa a área na

qual o petróleo estará presente ao longo dos 30 dias de simulação de cada cenário.

Um total de 80 simulações foram realizadas para cada um dos períodos (verão e

inverno) de 80 dias de dados meteoceanográficos disponíveis. O segundo parâmetro

representa a quantidade de óleo, em toneladas, presente em cada célula de grade do

modelo OSCAR, ou seja, 10km

;

3c - Mínimo tempo de chegada do óleo superficial (dias);

4c - Tempo de exposição (dias);

5c - Profundidade máxima de mistura (metros).

Esses resultados foram tabelados em cenários de verão e inverno, com e sem os

efeitos supra-inerciais, utilizando os dois tipos de óleo já mencionados.

2. Esse valor é altamente dependente do tipo de óleo

derramado, quanto mais leve for o óleo menor será a quantidade encontrada na área

de derramamento. O mínimo tempo de chegada do óleo estima a área de abrangência

do óleo em função do tempo (dias), ou seja, o modelo é capaz de prever as áreas onde

87

o óleo chegará primeiro em caso de derramamento. Essa informação é altamente

importante principalmente para as equipes de combate a um acidente de óleo no mar,

pois tais dados informarão as áreas prioritárias onde as estruturas de contenção e

remoção devem ser colocadas. O tempo de exposição do óleo superficial (dias) informa

o tempo que ele irá permanecer numa determinada área até ser intemperizado para a

atmosfera, coluna d’água, sedimento, decaimento, etc. E por fim, a profundidade

máxima de mistura (metros) informa até qual nível de profundidade o óleo será

encontrado na coluna d’água.

A Figura 5.7 mostra os distintos cenários de derramamento de óleo na região de

estudos, abrangendo as bacias do Espírito Santo, Cumuruxatiba, Jequitinhonha e os

Cenários Teóricos, onde em cada simulação com óleo leve e intermediário nos blocos

licenciados pela ANP (BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418) foram utilizados

dados hidrodinâmicos com a presença e ausência de processos supra-inerciais. Desta

forma, totalizando 44 cenários de derramamento.

88

VERÃO

VERÃO

VERÃO

VERÃO

INVERNO

VERÃO

VERÃO

VERÃO

INVERNO

INVERNO

INVERNO

INVERNO

INVERNO

INVERNO

BM-CUM-1

BM-CUM-2

J-M-259

ES-M-418

CT - 1

CT - 3

CT - 2

Figura 5.7: Diagrama dos cenários de simulação de derramamento de óleo na área de estudos, totalizando 44 diferentes cenários (verde escuro e claro).

LEGENDA

Óleo intermediário

Óleo leve

88

CAPÍTULO 6: RESULTADOS E DISCUSSÕES

6.1 Interpolações e padrões hidrodinâmicos de verão e inverno 6.2 Blocos licenciados pela ANP e Cenários Teóricos

6.2.1 Período sazonal de verão 6.2.1.1 Presença de processos supra-inerciais 6.2.1.1.1 Simulações com óleo leve 6.2.1.1.2 Simulações com óleo intermediário

6.2.1.1.3 Análise comparativa entre simulações com óleo leve e intermediário

6.2.1.2 Ausência de processos supra-inerciais 6.2.1.2.1 Simulações com óleo leve 6.2.1.2.2 Simulações com óleo intermediário 6.2.1.2.3 Análise comparativa entre simulações com óleo leve e intermediário 6.2.1.3 Análise comparativa entre simulações com presença e ausência de processos supra-inerciais 6.2.1.3.1 Simulações com óleo leve 6.2.1.3.2 Simulações com óleo intermediário

6.2.2 Período sazonal de inverno 6.2.2.1 Presença de processos supra-inerciais 6.2.2.1.1 Simulações com óleo leve 6.2.2.1.2 Simulações com óleo intermediário 6.2.2.1.3 Análise comparativa entre simulações com óleo leve e intermediário 6.2.2.2 Ausência de processos supra-inerciais 6.2.2.2.1 Simulações com óleo leve 6.2.2.2.2 Simulações com óleo intermediário 6.2.2.2.3 Análise comparativa entre simulações com óleo leve e intermediário 6.2.2.3 Análise comparativa entre simulações com presença e ausência de processos supra-inerciais 6.2.2.3.1 Simulações com óleo leve 6.2.2.3.2 Simulações com óleo intermediário

89

6.3 Análise comparativa entre simulações de verão e inverno 6.3.1 Simulações com óleo leve 6.3.2 Simulações com óleo intermediário 6.4 A Zona de Exclusão

90

6.1 Interpolações e padrões hidrodinâmicos de verão e inverno

Os resultados hidrodinâmicos de verão do modelo POM mostraram um fluxo mais

intenso e contínuo associado à Corrente do Brasil ao largo da zona de quebra de

plataforma, com velocidades em torno de 0.5 e 1 m.s-1

No verão, ao norte de 18

(Figura 6.1). Esse fator

pareceu ser determinante no destino final do óleo derramado nesta área. A Corrente

do Brasil e as instabilidades presentes na plataforma externa como vórtices e

meandros carregaram o óleo para zonas mais distantes da origem do

derramamento, causando maior espalhamento e, conseqüentemente, maiores danos

nesse período sazonal. No inverno (Figura 6.2) o padrão hidrodinâmico mostrou um

enfraquecimento da Corrente do Brasil ao largo da zona de quebra de plataforma em

comparação com o período de verão.

oS observou-se a formação do vórtice de Ilhéus, como

também observado por Soutelino (2008) (Figura 6.3). As instabilidades encontradas

nessa porção associadas à Corrente do Brasil foram menos intensas do que no

período de inverno, apesar do Banco de Royal Charlotte ter proporcionado a

formação de vórtices e meandros próximos à quebra de plataforma e talude. Ao sul

de 18oS observou-se uma marcante continuidade da Corrente do Brasil até o sul do

Estado do Espírito Santo, em torno de 22oS, onde iniciou-se a formação do vórtice

de São Tomé, feição anticiclônica associada à descontinuidade da quebra de

plataforma.

91

Figura 6.1: Padrão de circulação superficial de verão nos dias 30/12/88 (canto superior esquerdo), 14/01/89 (canto inferior esquerdo), 29/01/89 (canto superior direito) e 13/02/89 (canto inferior direito).

92

Figura 6.2: Padrão de circulação superficial de inverno nos dias 30/05/89 (canto superior esquerdo), 14/06/89 (canto inferior esquerdo), 29/06/89 (canto superior direito) e 13/07/89 (canto inferior direito).

93

Figura 6.3: Padrão esquemático de circulação em 20 metros de profundidade a partir de dados de

ADCP sobreposto ao campo geostrófico em um período de verão. Em destaque a Corrente do Brasil

(CB), o Vórtice de Ilhéus (VI), o Vórtice de Royal Charlote (VRC) e o Vórtice de Abrolhos (VAb).

Fonte: Soutelino (2008).

Os dados hidrodinâmicos de verão e inverno filtrados para a retirada de fenômenos

supra-inerciais são mostrados na Figura 6.4 e 6.5, respectivamente. Observou-se

que as correntes de maré foram removidas, principalmente nas regiões com

profundidades inferiores a 200 metros. Por outro lado, as instabilidades associadas à

Corrente do Brasil visíveis nos dados interpolados (Figuras 6.1 e 6.2) continuaram

presentes nesse novo conjunto de dados sem os fenômenos de alta freqüência.

94

Figura 6.4: Padrão de circulação superficial filtrado de verão nos dias 30/12/88 (canto superior esquerdo), 14/01/89 (canto inferior esquerdo), 29/01/89 (canto superior direito) e 13/02/89 (canto inferior direito).

95

Figura 6.5: Padrão de circulação superficial filtrado de inverno nos dias 30/05/89 (canto superior esquerdo), 14/06/89 (canto inferior esquerdo), 29/06/89 (canto superior direito) e 13/07/89 (canto inferior direito).

96

As Figuras 6.6 e 6.7 apresentam os dados de vento utilizados nesse estudo para os

períodos de verão e inverno, respectivamente. As principais diferenças sazonais

encontradas referem-se à freqüência de passagem de frentes frias pela região

(maior ocorrência de frentes no período de inverno segundo os dados temporais de

6 em 6 horas visualizados no modelo OSCAR), com intensidade podendo atingir de

10 a 15 m.s-1 no período de inverno. O trabalho desenvolvido por Souza e

colaboradores (2007) também mostrou uma maior intensidade de ventos no período

de inverno na região do Banco de Abrolhos com os dados do SOMAR Meteorologia

obtidos através do modelo ETA, o qual foi forçado por dados de reanálise do

NCEP/NCAR, atingindo até 8 m.s-1

Segundo os dados de vento de Lessa e Cirano (2006) obtidos através de estação

meteorológica costeira no sul da Bahia (intervalo de amostragem de ½ de hora a

partir de Janeiro de 2001) e registros climatológicos (intervalo temporal de 3 horas a

partir de 1957 até 1997), os ventos na região do Banco de Abrolhos são

predominantementes do quadrante nordeste (30% de ocorrência), seguidos pelo

quadrante leste (24% de ocorrência) e sudeste (14% de ocorrência) e, por fim, pelos

quadrantes sul e norte, com 14% e 12% de ocorrência, respectivamente. Segundo

os autores, as passagens de frentes frias, referentes aos ventos dos quadrantes

sudeste, sul e sudoeste, ocorrem preferencialmente durante o outono e início do

inverno, com mais de 42% dos registros sendo encontrados entre Abril e Julho

(máximo de 52% dos registros em Maio).

no mês de Julho.

97

Figura 6.6: Padrão de circulação atmosférica superficial de verão nos dias 30/12/88 (canto superior esquerdo), 14/01/89 (canto inferior esquerdo), 29/01/89 (canto superior direito) e 13/02/89 (canto inferior direito).

98

Figura 6.7: Padrão de circulação atmosférica superficial de inverno nos dias 30/05/89 (canto superior esquerdo), 14/06/89 (canto inferior esquerdo), 29/06/89 (canto superior direito) e 13/07/89 (canto inferior direito).

99

6.2 Blocos licenciados pela ANP e Cenários Teóricos

Os blocos licenciados pela ANP da Bacia de Cumuruxatiba (BM-CUM-1 e BM-

CUM-2), Bacia do Jequitinhonha (J-M-259) e da Bacia do Espírito Santo foram

analisados juntamente com os Cenários Teóricos (CT-1, CT-2 e CT-3). A análise

consistiu primeiramente na separação das informações, onde foram realizadas

análises comparativas e individuas referentes aos períodos sazonais de verão e

inverno, presença e ausência de processos supra-inerciais e utilização de óleo leve

e intermediário nas simulações.

6.2.1 Período sazonal de verão

6.2.1.1 Presença de processos supra-inerciais

6.2.1.1.1 Simulações com óleo leve

Os resultados probabilísticos de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API

leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259,

ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3 são mostrados na Tabela 6.1.

Os dados mostraram que com a utilização de óleo leve nas simulações de verão os

locais de derramamento mais críticos são dos blocos da Bacia de Cumuruxatiba,

onde existiu até 70% (BM-CUM-1) de probabilidade do óleo superficial ter atingido

a área do Banco de Abrolhos na porção leste da Zona de Amortecimento 2. Os

blocos dessa bacia também mostraram os piores cenários referentes à tonelagem

de óleo por célula de 10 km2 (atingindo o máximo de 3.0 toneladas), tempo mínimo

de chegada do óleo superficial às áreas de proteção (2 dias nas porções leste das

Zonas de Amortecimento 1 e 2 nos derramamentos nos blocos BM-CUM-2 e BM-

CUM-1 respectivamente) e, máximo tempo de exposição atmosférica do óleo

(atingindo 2 dias nas porções oeste das Zonas de Amortecimento 1 e 2 nos

cenários de derramamento nos blocos BM-CUM-2 e BM-CUM-1, respectivamente).

Nesses blocos o óleo também atingiu a máxima profundidade de mistura, onde

100

preencheu quase toda a coluna d’água nas simulações no bloco BM-CUM-1 (47.1

metros de camada de mistura do óleo na porção leste da Zona de Amortecimento

2). Nenhum resultado probabilístico de chegada do óleo nas áreas de proteção

ambiental foi encontrado para as simulações nos blocos da Bacia do

Jequitinhonha, Bacia do Espírito Santo e para os cenários teóricos.

Tabela 6.1: Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.

Probabilísticos, Blocos da ANP e Cenários Teóricos

Área e porção

Área de Proteção Ambiental

Zona de Amortecimento 1

Zona de Amortecimento

2 Leste Oeste Leste Oeste Leste Oeste

Probabilidade Máxima Superficial de

Ocorrência (%)

BM-CUM-1 20 20 - 5 70 40 BM-CUM-2 30 5 50 50 5 -

J-M-259 - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

Tonelagem Máxima por Célula de 10km

BM-CUM-1

2

1.0 3.0 - 1.0 3.0 3.0 BM-CUM-2 3.0 0.5 3.0 3.0 0.1 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

Tempo Mínimo de Chegada (dias)

BM-CUM-1 4 4 - 14 2 4 BM-CUM-2 4 10 2 4 14 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

Máximo Tempo de Exposição Atmosférica

(dias)

BM-CUM-1 1 1 - 1 1 2 BM-CUM-2 1 1 1 2 1 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

101

Tabela 6.1 (cont.): Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção




Leste Oeste Leste Oeste Leste Oeste

Profundidade de Mistura (m)

BM-CUM-1 1.5 1.6 - 12.2 47.1 34.4 BM-CUM-2 1.6 0.7 51.0 31.9 0.1 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

6.2.1.1.2 Simulações com óleo intermediário

Os resultados probabilísticos de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API

intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos e BM-CUM-1, BM-CUM-

2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3 são mostrados na

Tabela 7.2. Os piores cenários de derramamento com óleo intermediário no

período de verão ocorreram novamente nos blocos da Bacia de Cumuruxatiba.

Nesses blocos, o óleo atingiu 90% de probabilidade de atingir o Banco de Abrolhos

em derramamentos no bloco BM-CUM-1, além da maioria das probabilidades de

óleo superficial encontradas estarem acima de 50% nos cenários de derramamento

nos blocos da Bacia de Cumuruxatiba. A maior tonelagem encontrada por célula de

10km2 foi referente ao derramamento no bloco BM-CUM-2, atingindo o máximo de

10 toneladas de óleo na Zona de Amortecimento 1. Nas duas zonas que

representam o Banco de Abrolhos o óleo derramado pôde atingi-las em até 2 dias

nos cenários de derramamento nos blocos de Cumuruxatiba. O óleo também

permaneceu superficialmente por mais tempo nas áreas de proteção ambiental nos

cenários de derramamento nos blocos desta bacia, permanecendo por até 4 dias

na superfície nas duas zonas de amortecimento. O cenário de verão com o óleo

intermediário também mostrou que o bloco J-M-259 ofereceu risco de

contaminação às áreas de proteção ambiental. Os valores encontrados foram

menores se comparados com os blocos da Bacia de Cumuruxatiba, porém deve-se

ressaltar que se presumivelmente nenhum óleo deva atingir as áreas de proteção

102

ambiental, então a região da Bacia do Jequitinhonha, onde encontra-se o bloco J-

M-259, deva ser considerada como uma região de risco ao ecossistema de

Abrolhos. Nenhum risco de contaminação foi encontrado para o bloco ES-M-418 da

Bacia do Espírito Santo e nem para os cenários teóricos.


Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






Ocorrência (%)

BM-CUM-1 40 70 5 30 90 90 BM-CUM-2 40 10 80 60 20 5

J-M-259 5 - 5 5 5 5 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1

2

5.0 5.0 0.3 5.0 5.0 5.0 BM-CUM-2 3.0 3.0 10.0 10.0 1.0 0.1

J-M-259 0.3 - 0.5 0.3 0.1 0.1 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1 4 4 25 25 2 2 BM-CUM-2 4 7 2 2 7 7

J-M-259 25 - 14 14 25 25 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - CT-3 - - - - - -


(dias)

BM-CUM-1 2 2 1 2 4 4 BM-CUM-2 4 2 2 4 2 1

J-M-259 1 - 1 1 1 1 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1 51.4 49.3 0.6 51.5 51.5 51.2 BM-CUM-2 51.5 29.1 51.5 51.5 1.4 0.6

J-M-259 2.0 - 2.0 2.0 2.0 2.0 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - CT-3 - - - - - -

103

Devido aos cenários de simulação com óleo intermediário terem apresentado os

resultados mais críticos em comparação com as simulações com óleo leve, a

Figura 6.8 mostra os dados probabilísticos de chegada do óleo superficial

referentes aos cenários de derramamento com a utilização do óleo mais denso

(Tabela 6.2). Nessas simulações observou-se o sentido preferencial do óleo

derramado, fluindo para o sul seguindo principalmente a Corrente do Brasil próximo

ao largo da zona de quebra de plataforma. O vento nordeste/leste também exerceu

influência no óleo derramado, influenciando no sentido da mancha para os

quadrantes sul/sudoeste. Os resultados probabilísticos de derramamento nos

cenários teóricos mostrados na Figura 6.9 confirmaram os dados das Tabelas 6.1 e

6.2, onde nenhum óleo atingiu as áreas de proteção ambiental.

Como observado na Figura 6.8, os locais de derramamento na Bacia de

Cumuruxatiba (BM-CUM-1 e BM-CUM-2) estão a norte/nordeste e, portanto, mais

próximos ao Banco de Abrolhos e adjacências, e se configuraram como os blocos

de maior ameaça potencial às áreas de proteção ambiental como observado na

Tabela 6.2.

104

Figura 6.8: Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão, mostrando a probabilidade de chegada do óleo em superfície nos cenários de derramamento nos blocos BM-CUM-1 (canto superior esquerdo), BM-CUM-2 (canto inferior esquerdo), J-M-259 (canto superior direito) e ES-M-259 (canto inferior direito). As áreas em branco representam o PARNA de Abrolhos (dois polígonos menores) e a APA da Ponta das Baleias (polígono maior) e o local de derramamento está assinalado por um x.

105

Figura 6.9: Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão, mostrando a probabilidade de chegada do óleo em superfície nos cenários de derramamento nos cenários teóricos CT-1 (canto superior esquerdo), CT-2 (canto superior direito), CT-3 (centro inferior). As áreas em branco representam o PARNA de Abrolhos (dois polígonos menores) e a APA da Ponta das Baleias (polígono maior) e o local de derramamento está assinalado por um x.

106


A Tabela 6.3 mostra os resultados diferenciais no período de verão entre os dados

dos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

com óleo leve e intermediário da

Tabela 6.1 e Tabela 6.2, respectivamente, nos blocos licenciados pela ANP e nos

cenários teóricos (as cores pretas e azuis indicaram as áreas e porções onde as

simulações com óleo intermediário e leve apresentaram os piores cenários,

respectivamente).

Tabela 6.3: Resultados diferencias de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre óleo leve e intermediário (Δ) nos cenários de verão com a presença de processos

supra-inerciais Área de Proteção

Ambiental Zona de

Amortecimento 1 Zona de

Amortecimento 2 Leste

(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ)

Probabilidade Máxima Superficial de Ocorrência (%)

BM-CUM-1 20 50 5 25 20 50 BM-CUM-2 10 5 30 10 15 5

J-M-259 5 - 5 5 5 5 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

Tonelagem Máxima por Célula de

10km

BM-CUM-1

2

4.0 2.0 0.3 4.0 2.0 2.0 BM-CUM-2 1.0 2.5 7.0 7.0 0.9 0.1

J-M-259 0.3 - 0.5 0.3 0.1 0.1 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1 - - 25 11 - 2 BM-CUM-2 - 3 - 2 7 7

J-M-259 25 - 14 14 25 25 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

Pior cenário com óleo leve Pior cenário com óleo intermediário

107

Tabela 6.3 (cont.): Resultados diferencias de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre óleo leve e intermediário (Δ) nos cenários de verão com a presença de processos supra-

inerciais Área de Proteção

Ambiental Área de Proteção


Ambiental Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ)

Máximo Tempo de Exposição

Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 1 1 1 1 3 2 BM-CUM-2 3 1 1 2 1 1

J-M-259 1 - 1 1 1 1 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1 49.9 47.7 0.6 39.3 4.4 16.8 BM-CUM-2 49.9 28.4 0.5 19.6 1.3 0.6

J-M-259 2.0 - 2.0 2.0 2.0 2.0 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


A análise comparativa mostrou a diferença quantitativa entre os dados das

simulações com os dois tipos de óleos, e estabeleceu em quais áreas e porções

eles apresentaram os piores cenários no período de verão.

Os resultados comparativos mostraram que as simulações que usaram óleo

intermediário apresentaram os cenários de pior caso. A diferença de probabilidade

máxima superficial entre óleo leve e intermediário atingiu o valor máximo de 50%

entre as simulações com os dois tipos de óleo na porção oeste da Área de

Proteção Ambiental, onde a cor preta indicou que o pior cenário de simulação foi a

que utilizou óleo intermediário. A diferença quantitativa de toneladas também

mostrou dados significativos de no máximo 4 toneladas por célula de 10 km2 a mais

nas simulações com óleo intermediário do que com simulações com óleo leve. A

diferença no tempo mínimo de chegada do óleo superficial também foi acentuada,

onde nas simulações em que foi utilizado óleo intermediário o petróleo atingiu os

blocos J-M-259 e BM-CUM-1 em 14 e 25 dias de antecedência respectivamente,

em comparação com as simulações que utilizaram óleo leve. Esses valores

108

reforçaram a confirmação de que os cenários de pior caso no período de verão

foram os que utilizaram óleo mais denso nas simulações.

O óleo leve tendeu a evaporar-se mais rapidamente devido as elevadas

temperaturas do ar no período de verão, onde o óleo deixou o ambiente marinho

com maior facilidade e, portanto, deixou de atingir áreas mais distantes como as

áreas de proteção ambiental. O óleo intermediário possui compostos de maior peso

molecular, oferecendo maior resistência à evaporação, permanecendo portanto por

mais tempo no ambiente marinho, atingindo regiões mais distantes com maior

facilidade devido ao arraste imposto pelo vento e correntes superficiais, explicando,

dessa forma, como o óleo intermediário foi encontrado com maior freqüência no

Banco de Abrolhos e na APA Ponta das Baleias.

As diferenças entre os tipos de óleo nos cenários de derramamento no mar são

importantes principalmente nos aspectos ecológicos. Os recifes de corais, por

serem ecossistemas de alta sensibilidade ambiental, podem sofrer diversos danos,

dependendo da localização. Recifes localizados próximos da franja do infralitoral,

em regiões de alta energia (elevado hidrodinamismo), exibem menor

susceptibilidade do que recifes localizados em águas calmas. Nestes últimos, o

tempo de permanência do óleo pode atingir longos períodos. Em recifes de águas

mais profundas, entretanto, a grande agitação da água pode favorecer a deposição

do óleo para o fundo, podendo vir a atingi-los. Recifes infralitorais de águas calmas

raramente são atingidos quando se trata de derrames de óleo do tipo pesado (RPI,

1978).

Óleos leves por apresentarem maior quantidade de frações tóxicas solúveis,

exibem elevado perigo aos recifes de corais de águas rasas, já óleos mais pesados

dificilmente entram em contato com corais das regiões do sublitoral (RPI, 1978).

Águas com altas temperaturas, necessárias ao desenvolvimento de corais,

asseguram um rápido crescimento de microorganismos capazes de degradar

hidrocarbonetos. Entretanto, a natureza calcária formadora do esqueleto desses

animais é um fator agravante, pois nesse substrato o petróleo adere e é absorvido.

Dentro deste contexto, o óleo pareceu persistir nestes ambientes por longos

períodos, apesar das condições de temperatura serem favoráveis aos processos

de biodegradação. Os próprios efeitos do óleo podem ser maiores em ambientes

109

tropicais (águas com temperaturas mais elevadas), onde o produto é geralmente

mais solúvel. O aumento na concentração das frações hidrossolúveis leva muitos

organismos a uma rápida incorporação do contaminante (API, 1985).

Gundlanch e Hayes (1987) indicaram a necessidade de estudos mais detalhados

para determinar a vulnerabilidade dos recifes de coral aos impactos por petróleo.

Baseados em considerações dos danos biológicos potenciais, estes mesmos

autores classificaram os recifes de coral como medianamente (recifes localizados

em maiores profundidades) a altamente sensíveis (recifes de águas rasas). O fato

dos recifes de coral necessitarem de muita luz para seu desenvolvimento os torna

mais vulneráveis aos derrames de óleo, uma vez que o recobrimento afeta

diretamente a incidência luminosa sobre os corais.

6.2.1.2 Ausência de processos supra-inerciais


Os resultados probabilísticos com aplicação de um filtro de alta freqüência para a

remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192

m3.dia-1

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-

CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418 são mostrados na Tabela 6.4.

Tabela 6.4: Resultados de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos filtrados para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






Ocorrência (%)

BM-CUM-1 10 10 - - 30 20 BM-CUM-2 40 5 50 50 5 5

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1

2

1.0 3.0 - - 3.0 3.0 BM-CUM-2 3.0 1.0 5.0 5.0 0.3 0.1

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

110

Tabela 6.4 (cont.): Resultados de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos filtrados para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






BM-CUM-1 7 7 - - 4 7 BM-CUM-2 4 7 4 4 10 20

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


(dias)

BM-CUM-1 1 1 - - 2 1 BM-CUM-2 2 1 1 2 1 1

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 0.2 0.8 - - 5.5 0.7 BM-CUM-2 35.4 2.0 50.3 51.4 2.0 2.0

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

Os dados da Tabela 6.4 mostraram que o óleo derramado atingiu as áreas de

proteção ambiental somente nas simulações de vazamento nos blocos BM-CUM-1

e BM-CUM-2 da Bacia de Cumuruxatiba. O óleo atingiu 50% de probabilidade de

atingir o Banco de Abrolhos na Zona de Amortecimento 1, causando uma mistura

que atingiu toda a coluna d’água (50.3 e 51.4m) em alguns locais no cenário mais

crítico de vazamento no bloco BM-CUM-2. Os blocos da Bacia do Jequitinhonha e

da Bacia do Espírito Santo não ofereceram nenhum risco de contaminação às

áreas de proteção ambiental com a utilização de óleo leve sem os processos

supra-inerciais.



remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192

m3.dia-1

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão nos

blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418 são mostrados na Tabela 6.5.

111


Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






Ocorrência (%)

BM-CUM-1 30 40 5 10 80 70 BM-CUM-2 40 10 70 50 10 5

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1

2

5.0 5.0 0.1 3.0 5.0 5.0 BM-CUM-2 5.0 0.5 5.0 5.0 0.5 0.3

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 4 4 25 20 2 4 BM-CUM-2 4 7 2 7 7 14

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


(dias)

BM-CUM-1 2 2 1 1 4 4 BM-CUM-2 4 2 2 2 2 1

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 49.3 44.4 2.0 51.5 51.5 41.3 BM-CUM-2 50.4 1.9 51.5 51.5 1.9 0.3

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

Através dos dados da Tabela 6.5 observou-se que o pior cenário de derramamento

com a utilização de óleo intermediário foi no bloco BM-CUM-1 da Bacia de

Cumuruxatiba. Nesse bloco, as probabilidades do óleo superficial atingir as áreas

de proteção ambiental foram de 70% e 80%, nas porção oeste e leste da Zona de

Amortecimento 2, respectivamente. Nessa área o óleo chegou a ocupar toda a

coluna d’água em alguns locais, atingindo o sedimento em profundidades maiores

do que 50 metros.

O bloco BM-CUM-2 apresentou o maior risco para a Zona de Amortecimento 1,

com probabilidades do óleo superficial atingir a Zona de Amortecimento 1 em 70 e

50% nas porções leste e oeste, respectivamente.

A Figura 6.10 mostra os resultados probabilísticos de chegada do óleo

intermediário derramado superficialmente no período de verão na área de estudos.

Os resultados mostraram o óleo seguindo preferencialmente para o sul se

aproximando da costa. Os piores cenários observados, referentes aos blocos da

Bacia de Cumuruxatiba, mostraram ainda que o óleo intermediário possuiu uma

112

tendência de aproximação da costa (derramamentos no bloco BM-CUM-1),

enquanto que o resultado final do bloco BM-CUM-2 mostrou dois caminhos

preferenciais: sobre a plataforma continental e ao largo da zona de quebra de

plataforma, acompanhando a Corrente do Brasil.

113

Figura 6.10: Resultados de 80 simulações probabilísticas com aplicação de filtro para remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão, mostrando a probabilidade de chegada do óleo em superfície nos cenários de derramamento nos blocos BM-CUM-1 (canto superior esquerdo), BM-CUM-2 (canto inferior esquerdo), J-M-259 (canto superior direito) e ES-M-259 (canto inferior direito). As áreas em branco representam o PARNA de Abrolhos (dois polígonos menores) e a APA da Ponta das Baleias (polígono maior) e o local de derramamento está assinalado por um x.

114


A Tabela 6.6 mostra os dados comparativos entre cenários de derramamento de

192 m3.dia-1

de óleo leve e intermediário com a aplicação de um filtro de alta

freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos resultados das

simulações numéricas nos blocos licenciados pela ANP e nos cenários teóricos (as

cores pretas e azuis indicaram as áreas e porções onde as simulações com óleo

intermediário e leve apresentaram os piores cenários, respectivamente).

Tabela 6.6: Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos filtrados para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-

1

Dados

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre óleo leve e intermediário (Δ) nos cenários de verão com a ausência de processos supra-

inerciais Área de Proteção

Ambiental Zona de



(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ)


BM-CUM-1 20 30 5 10 50 50 BM-CUM-2 - 5 20 - 5 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


10km

BM-CUM-1

2

4.0 2.0 0.1 3.0 2.0 2.0 BM-CUM-2 2.0 0.5 - - 0.2 0.1

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 3 3 25 20 2 3 BM-CUM-2 - - 2 3 3 6

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 1 1 1 1 2 3 BM-CUM-2 2 1 1 - 1 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 49.1 43.6 2.0 51.5 46 40.6 BM-CUM-2 15 0.1 1.2 0.1 0.1 1.7

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Os dados comparativos das simulações numéricas com os dois tipos de óleo e a

aplicação de um filtro de alta freqüência mostraram os piores cenários para os

115

derramamentos com óleo intermediário. Os vazamentos com esse óleo no bloco

BM-CUM-1 da Bacia de Cumuruxatiba chegaram a ter 50% a mais de chances de

atingir as áreas de proteção ambiental (Zona de Amortecimento 2) superficialmente

do que os vazamentos com óleo leve. O bloco também mostrou o pior cenário

dentre os analisados, com as simulações com óleo intermediário chegando a atingir

até 4 toneladas a mais em cada célula de 10 km2

Diferenças acentuadas também foram verificadas em relação à profundidade

máxima de mistura do óleo. Os cenários de simulações com o óleo intermediário

atingiram profundidades muito maiores do que as simulações com óleo leve,

preenchendo em certos locais toda a coluna d’água (porção oeste da Zona de

Amortecimento 1 e 2). Esta diferença foi verificada devido às características físico-

químicas do óleo intermediário, o qual por ser mais denso do que o óleo leve

afunda com maior facilidade, e fica menos suscetível à evaporação. Outra

explicação para a presença desta diferença diz respeito à filtragem dos processos

supra-inerciais, onde foram removidos, dentre outros fatores, os efeitos da maré e

as correntes associadas, diminuindo as instabilidades baroclínicas da coluna

d’água e, por conseqüência, com menos turbulência associada à maré sobre a

plataforma continental o óleo leve permaneceu por mais tempo nas primeiras

camadas superficiais, ficando suscetível às condições atmosféricas.

(porção leste da Área de

Proteção Ambiental) do que as simulações com óleo leve.

As correntes de maré são processos fundamentais para a ressuspensão de

sedimento e mistura da coluna d’água sobre a plataforma continental, atingindo até

5 m.s-1

De maneira geral, as simulações com a filtragem de processos supra-inerciais

mostraram, novamente, os piores cenários nos vazamentos com óleo intermediário,

onde se destacou principalmente as diferenças marcantes entre as simulações com

óleo leve e intermediário. O primeiro, devido à ausência dos processos supra-

inerciais, principalmente a maré, permaneceu nas primeiras camadas de

profundidade, pouco espalhou-se em relação ao óleo intermediário (diferenças de

em águas costeiras de profundidades baixas (STEWART, 2006), podendo

influenciar fortemente na sedimentação do óleo. As marés barotrópicas e

baroclínicas podem causar mistura na coluna d’água, gerando um importante

impacto sobre a produção biológica devido ao fluxo ascendente de nutrientes das

camadas abaixo da zona eufótica (PEREIRA et al., 2005).

116

50% em toda Zona de Amortecimento 2 e 30% na porção oeste da APA, nos

cenários de derramamento no bloco BM-CUM-1) e atingiu a porção oeste da Zona

de Amortecimento 2 com 6 dias de atraso em comparação com as simulações que

utilizaram óleo intermediário.

6.2.1.3 Análise comparativa entre simulações com presença e ausência de

processos supra-inerciais


As diferenças entre a hidrodinâmica padrão resultante do modelo POM e a

aplicação do filtro de alta freqüência nas simulações com óleo leve no período de

verão são mostradas na Tabela 6.7 (as cores pretas e azuis indicaram as áreas e

porções onde as simulações com ausência e presença de processos supra-

inerciais apresentaram os piores cenários, respectivamente).

Tabela 6.7: Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com e sem aplicação de filtro de alta freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre presença e ausência (Δ) de processos supra-inerciais nas simulações com óleo leve.




Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)


BM-CUM-1 10 10 - 5 40 20 BM-CUM-2 10 - - - - 5

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


10km

BM-CUM-1

2

- - - 1.0 - - BM-CUM-2 - 0.5 2.0 2.0 0.2 0.1

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 3 3 - 14 2 3 BM-CUM-2 - 3 2 - 4 20

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

Pior cenário com a presença de processos supra-inerciais Pior cenário com a ausência de processos supra-inerciais

117

Tabela 6.7 (cont.): Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com e sem aplicação de filtro de alta freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.






Leste (Δ)

Leste (Δ)

Leste (Δ)

Leste (Δ)

Leste (Δ)

Leste (Δ)


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 - - - 1 1 1 BM-CUM-2 1 - - - - 1

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 1.3 0.8 - 12.2 41.6 33.7 BM-CUM-2 33.8 1.3 0.7 19.5 1.9 2

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Observou-se nos dados da Tabela 6.7 que não existiu um único padrão de pior

caso nos resultados com a presença ou ausência dos processos supra-inerciais na

hidrodinâmica da região de estudos com derramamentos com óleo leve.

As simulações mostraram que os resultados de derramamento no bloco BM-CUM-1

apresentaram os piores cenários com a presença dos processos supra-inerciais,

enquanto que os resultados de derramamento no bloco BM-CUM-2 apresentaram

os piores cenários com a ausência dos processos supra-inerciais.

Segundo os dados da Tabela 6.7, as simulações que utilizaram dados

hidrodinâmicos com a ausência dos processos supra-inerciais mostraram que o

óleo leve permaneceu por mais tempo no ambiente (1 dia a mais na porção leste

da APA e oeste da Zona de Amortecimento 2 com derramamentos no bloco BM-

CUM-2) em relação as simulações que tiveram a presença dos processos supra-

inerciais e, com isso, o óleo teve mais tempo de residência onde pôde penetrar em

profundidades maiores, principalmente nas simulações de derramamento

realizadas no bloco BM-CUM-2 (33.8m de profundidade a mais em comparação

com as simulações com a presença dos processos supra-inerciais).

Estes resultados são devidos, provavelmente, à localização geográfica dos dois

blocos e do sentido das elipses de maré na região (nordeste/sudoeste - Lemos,

2006) (Figura 6.11).

118

Figura 6.11: Profundidade e distribuição das componentes de velocidade u e v superficial no

sistema cartesiano para cada ponto analisado. Observou-se o direcionamento nordeste e sudoeste

para os pontos localizados até os 1.000m de profundidade (1, 2, 3, 5, 6, 11, 12, 13, 14, 15), e

direcionamento noroeste e sudeste para os pontos em profundidade acima de 1.000m (4, 7, 8, 9,

10, 16). Fonte: Lemos (2006).

Banco de Abrolhos

119

Segundo o estudo de Lemos (2006) as componentes u e v da velocidade das

correntes de maré na região próxima ao Banco de Abrolhos seguem a forma de

uma elipse de direcionamento nordeste/sudoeste em profundidades até 1.000m.

Assim, como o bloco BM-CUM-1 localiza-se ao norte das áreas de proteção

ambiental, as elipses de maré combinadas com os ventos predominantemente

nordestes da região tenderam a direcionar o óleo para essas áreas sobre a

plataforma continental, onde gerou os piores cenários com a presença dos

processos supra-inerciais.

Em situação diferente, devido ao bloco BM-CUM-2 localizar-se a leste/nordeste das

áreas de proteção, as elipses de maré e os ventos tenderiam a direcionar o óleo

para sul das áreas de proteção ambiental, e a presença da Corrente do Brasil ao

largo da quebra de plataforma favorecia tal direcionamento. Porém, sem as elipses

de maré (ausência dos processos supra-inerciais) o direcionamento para o sul do

óleo derramado no bloco BM-CUM-2 diminuiu de intensidade e, assim, o óleo

penetrou sobre a plataforma continental forçado principalmente pelo vento, e

atingiu as áreas de proteção ambiental, gerando os piores cenários com a ausência

dos processos supra-inerciais.


As diferenças entre a hidrodinâmica padrão resultante do modelo POM e a

aplicação do filtro de alta freqüência nas simulações com óleo intermediário são

mostradas na Tabela 6.8 (as cores pretas e azuis indicaram as áreas e porções

onde as simulações com ausência e presença de processos supra-inerciais

apresentaram os piores cenários, respectivamente).

Os resultados com óleo intermediário mostraram um padrão distinto em relação

aos resultados com óleo leve. As análises da Tabela 6.8 mostraram que, os

cenários de derramamento com óleo intermediário permaneceram como os

cenários de maior risco.

120


Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o verão nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre presença e ausência (Δ) de processos supra-inerciais nas simulações com óleo

intermediário Área de Proteção

Ambiental Zona de



(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ)


BM-CUM-1 10 30 -- 20 10 20 BM-CUM-2 - - 10 10 10 -

J-M-259 5 - 5 5 5 5 ES-M-418 - - - - - -

Tonelagem Máxima por Célula

de 10km

BM-CUM-1

2

- - 0.2 2.0 - - BM-CUM-2 2.0 2.5 5.0 5.0 0.5 0.3

J-M-259 0.3 - 0.5 0.3 0.1 0.1 ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 - - - 5 - 2 BM-CUM-2 - - - 5 - 7

J-M-259 25 - 14 14 25 25 ES-M-418 - - - - - -


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 - - - 1 - - BM-CUM-2 - - - 2 - -

J-M-259 1 - 1 1 1 1 ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 1.1 4.9 2.0 - - 10.1 BM-CUM-2 1.1 27.2 - - 0.5 0.3

J-M-259 2.0 - 2.0 2.0 2.0 2.0 ES-M-418 - - - - - -


Esse resultado encontrado mostrou que o óleo intermediário, por ser constituído

predominantemente de componentes de alta viscosidade e peso molecular (menos

sujeito à evaporação do que o óleo leve), apresentou os cenários mais críticos de

derramamento com a presença de processos supra-inerciais no blocos BM-CUM-1,

BM-CUM-2 e J-M-259, onde a energia hidrodinâmica de processos turbulentos de

pequena escala temporal espalharam o óleo superficial para uma área maior

(atingiu 30 e 20% a mais de probabilidade de atingir as porções oeste da Área de

Proteção Ambiental e Zona de Amortecimento 1 em comparação às simulações

com a ausência de processos supra-inerciais nas simulações de derramamento no

bloco BM-CUM-1). Assim, presumiu-se que a utilização de dados hidrodinâmicos

sem os processos associados às marés nas simulações de derramamento de óleo

intermediário no período de verão não irá permitir encontrar os piores cenários de

risco ambiental na região, visto que esses cenários críticos só foram encontrados

121

com a presença dos processos supra-inerciais, desta forma, subestimando os

cenários reais de derramamento.

6.2.2 Período sazonal de inverno

6.2.2.1 Presença de processos supra-inerciais


Os resultados probabilísticos de derramamento de 192 m3.dia-1


leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-

259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3 são mostrados na Tabela

6.9.


Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






Ocorrência (%)

BM-CUM-1 20 30 5 20 40 40 BM-CUM-2 - - 5 - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1

2

3.0 3.0 0.1 3.0 3.0 3.0 BM-CUM-2 - - 0.1 - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

122


Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






BM-CUM-1 10 10 25 10 4 10 BM-CUM-2 - - 25 - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


(dias)

BM-CUM-1 1 1 1 1 2 2 BM-CUM-2 - - 1 - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1 21.1 27 2 29.1 51.1 49.8 BM-CUM-2 - - 2 - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

Os dados mostraram que, com a utilização do óleo leve nas simulações de inverno

os únicos locais críticos de derramamento foram os blocos da Bacia de

Cumuruxatiba, devido à alta proximidade ao Banco de Abrolhos e APA Ponta das

Baleias, principalmente nas simulações de vazamento realizadas no bloco BM-

CUM-1, onde existiu até 40% de chances do óleo superficial atingir a área do

Banco de Abrolhos na Zona de Amortecimento 2. Esse bloco também mostrou o

pior cenário referente à tonelagem de óleo presente por célula de 10 km2 (atingindo

o máximo de 3.0 toneladas em alguns locais nas porções da Área de Proteção

Ambiental e da Zona de Amortecimento 2), ao tempo mínimo de chegada do óleo

superficial às áreas de proteção (atingiu a porção leste da Zona de Amortecimento

2 depois de 4 dias de início do derramamento) e ao máximo tempo de exposição

atmosférica do óleo (2 dias de exposição superficial em alguns locais nas porções

da Zona de Amortecimento 2).

123

O bloco BM-CUM-1 também mostrou os piores resultados referentes à

profundidade máxima de mistura, onde o óleo ultrapassou os 20m de profundidade

em quase todas as áreas, e chegou a tingir toda a coluna d’água em alguns locais

das porções leste e oeste da Zona de Amortecimento 2 (profundidades próximas a

50m). O bloco BM-CUM-2 apresentou resultados críticos somente na porção leste

da Zona de Amortecimento 2, onde mesmo com resultados menos expressivos em

relação aos do bloco BM-CUM-1, o óleo superficial atingiu a área de proteção com

5% de probabilidade nesse cenário.

Nenhum resultado probabilístico de chegada do óleo superficial nas áreas de

proteção ambiental foi encontrado para as simulações de derramamento nos

blocos da Bacia do Jequitinhonha, Bacia do Espírito Santo e para os cenários

teóricos.


Os resultados probabilísticos de derramamento de 192 m3.dia-1


intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2,

J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3 são mostrados na

Tabela 6.10.


Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






Ocorrência (%)

BM-CUM-1 30 20 5 30 40 40 BM-CUM-2 - - 5 - - -

J-M-259 - - - - 5 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 5 - - - CT-3 20 5 30 20 5 5

124


Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






BM-CUM-1

2

3.0 3.0 3.0 5.0 5.0 5.0 BM-CUM-2 - - 3.0 - - -

J-M-259 - - - - 0.3 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 0.1 - - - CT-3 3.0 1.0 3.0 3.0 0.1 0.1


BM-CUM-1 4 4 10 4 2 7 BM-CUM-2 - - 20 - - -

J-M-259 - - - - 25 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 14 - - - CT-3 4 7 2 4 20 20


(dias)

BM-CUM-1 2 2 1 2 2 2 BM-CUM-2 - - 1 - - -

J-M-259 - - - - 1 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 1 - - - CT-3 1 1 1 1 1 1


BM-CUM-1 51.1 14.8 2 51.5 51.5 51.5 BM-CUM-2 - - 32.6 - - -

J-M-259 - - - - 2 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 0.6 - - - CT-3 12.6 14.9 31.9 15.6 0.6 0.6

Os dados mostraram resultados mais críticos com a utilização do óleo intermediário

do que com a utilização com óleo leve nas simulações de derramamento no

período de inverno (o óleo atingiu as áreas de proteção em mais locais de origem

de derramamento - bloco J-M-259 e cenários teóricos CT-2 e CT-3), onde os locais

que ofereceram mais riscos foram principalmente o bloco BM-CUM-1 da Bacia de

Cumuruxatiba e o cenário teórico CT-3, seguidos pelo bloco BM-CUM-2 e cenário

teórico CT-2. O bloco BM-CUM-1 mostrou o pior cenário das simulações com o

óleo superficial atingindo 40% de probabilidade de atingir a Zona de Amortecimento

2. Valor similar foi encontrado nas simulações de derramamento no CT-3, onde o

óleo atingiu 30% de probabilidade de atingir a porção leste da Zona de

Amortecimento 1. Altos valores referentes à tonelagem de óleo por célula de 10

125

km2

O cenário teórico CT-3 também mostrou dados críticos referentes ao mínimo tempo

de chegada do óleo superficial, onde o petróleo atingiu a porção leste da Zona de

Amortecimento 1 em 2 dias, e a porção leste da Área de Proteção Ambiental em 4

dias.

foram encontrados nas simulações de derramamento no bloco BM-CUM-1

(atingindo o máximo de 5.0 toneladas em alguns locais na porção oeste da Zona de

Amortecimento 1 e em todas as porções da Zona de Amortecimento 2) e no CT-3

(atingindo o máximo de 3.0 toneladas em alguns locais na Zona de Amortecimento

1 e na porção leste da Área de Proteção Ambiental). Nas simulações de

derramamento no bloco BM-CUM-1 o tempo mínimo de chegada do óleo superficial

nas porções leste da Zona de Amortecimento 2 e Área de Proteção Ambiental foi

de 2 e 4 dias, respectivamente.

A camada de mistura do óleo preencheu quase toda a coluna d’água

(aproximadamente 51.5m na plataforma interior) na Zona de Amortecimento 2, na

porção leste da Área de Proteção Ambiental e na porção oeste da Zona de

Amortecimento 1 nos cenários de derramamento no bloco BM-CUM-1. Nas

simulações no cenário teórico CT-3 o óleo não chegou a preencher toda a coluna

d’água, ficando restrito em aproximadamente 15m de profundidade em alguns

locais da Área de Proteção Ambiental e na porção oeste da Zona de

Amortecimento 1. Porém, na porção leste da Zona de Amortecimento 1 o óleo

preencheu grande parte da coluna d’água, atingindo 31.9m de profundidade.

Os dados de derramamento referentes aos blocos BM-CUM-2 e CT-2 são menos

expressivos comparados aos demais locais simulados, oferecendo menor risco do

óleo atingir as áreas de proteção ambiental. Nenhum resultado probabilístico de

chegada do óleo superficial nas áreas de proteção foi encontrado para as

simulações de derramamento nos blocos da Bacia do Jequitinhonha, Bacia do

Espírito Santo e para o cenário teórico CT-1. As Figuras 6.12 e 6.13 mostram os

dados probabilísticos de chegada do óleo superficial referentes aos cenários de

pior caso de derramamento com a presença dos processos supra-inerciais no

período de inverno nos blocos BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418 e nos cenários

teóricos CT-1, CT-2 e CT-3, respectivamente, encontrados nas simulações com a

utilização de óleo intermediário (Tabela 6.10).

126

Figura 6.12: Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno, mostrando a probabilidade de chegada do óleo superficial nos cenários de derramamento nos blocos BM-CUM-1 (canto superior esquerdo), BM-CUM-2 (canto inferior esquerdo), J-M-259 (canto superior direito) e ES-M-259 (canto inferior direito). As áreas em branco representam o PARNA de Abrolhos (dois polígonos menores) e a APA da Ponta das Baleias (polígono maior) e o local de derramamento está assinalado por um x.

127

Figura 6.13: Resultados de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno, mostrando a probabilidade de chegada do óleo superficial nos cenários de derramamento nos cenários teóricos CT-1 (canto superior esquerdo), CT-2 (canto superior direito) e CT-3 (meio inferior). As áreas em branco representam o PARNA de Abrolhos (dois polígonos menores) e a APA da Ponta das Baleias (polígono maior) e o local de derramamento está assinalado por um x.

128


A Tabela 6.11 mostra os resultados probabilísticos diferenciais do período de inverno

entre os dados dos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

com óleo leve e

intermediário, referentes às Tabela 6.9 e 6.10, respectivamente (as cores pretas e

azuis indicaram as áreas e porções onde as simulações com óleo intermediário e leve


Tabela 6.11: Resultados diferencias de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre óleo leve e intermediário (Δ) nos cenários de inverno com a presença de processos


Ambiental Zona de



(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ)


BM-CUM-1 10 10 - 10 - - BM-CUM-2 - - - - - -

J-M-259 - - - - 5 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 5 - - - CT-3 20 5 30 20 5 5


10km

BM-CUM-1

2

- - 2.9 2.0 2.0 2.0 BM-CUM-2 - - 2.9 - - -

J-M-259 - - - - 0.3 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 0.1 - - - CT-3 3.0 1.0 3.0 3.0 0.1 0.1


BM-CUM-1 6 6 15 6 2 3 BM-CUM-2 - - 5 - - -

J-M-259 - - - - 25 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 14 - - - CT-3 4 7 2 4 20 20


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 1 1 - 1 - - BM-CUM-2 - - - - - -

J-M-259 - - - - 1 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 1 - - - CT-3 1 1 1 1 1 1


129

Tabela 6.11 (cont.): Resultados diferencias de 80 simulações probabilísticas de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e Cenários Teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre óleo leve e intermediário (Δ) nos cenários de inverno com a presença de processos




Ambiental Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ) Leste

(Δ)


BM-CUM-1 30.0 12.2 - 22.4 0.4 1.7 BM-CUM-2 - - 30.6 - - -

J-M-259 - - - - 2 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 0.6 - - - CT-3 12.6 14.9 31.9 15.6 0.6 0.6


Os resultados comparativos mostraram que as simulações que usaram óleo

intermediário apresentaram os cenários de pior caso. As propriedades físico-químicas

desse óleo justificaram esses resultados, onde sua maior densidade e viscosidade em

comparação com óleo leve implicaram, possivelmente, em menores taxas de

evaporação, permitindo que o óleo permanecesse por mais tempo no ambiente e,

conseqüentemente, por mais tempo sujeito ao arraste do vento e correntes superficiais.

A diferença de probabilidade máxima superficial nas simulações com os dois tipos de

óleos não atingiu um valor alto, como por exemplo, as simulações no bloco BM-CUM-1,

onde os cenários de derramamento com óleo intermediário tiveram 10% a mais de

probabilidade do óleo superficial atingir a porção leste da Área de Proteção Ambiental e

oeste da Zona de Amortecimento 1 em comparação com as simulações com óleo leve.

Entretanto, a tonelagem máxima por célula de 10km2 atingiu diferenças maiores entre

os dois tipos de óleos. A Tabela 6.11 mostrou que, em toda Zona de Amortecimento 2

e porções leste e oeste da Zona de Amortecimento 1 as simulações de derramamento

com óleo intermediário no bloco BM-CUM-1 chegaram a preencher, respectivamente,

2.9, 2.0 e 2.0 toneladas a mais em algumas células de 10km2

Os dados comparativos referentes ao tempo mínimo de chegada do óleo superficial

mostraram que nas simulações que utilizaram óleo intermediário o petróleo atingiu as

áreas de proteção em menor tempo, como mostraram as simulações no bloco BM-

em comparação com as

simulações que utilizaram óleo leve.

130

CUM-1 da Tabela 6.11, onde o óleo atingiu toda a Área de Proteção Ambiental e a

porção oeste da Zona de Amortecimento 1 com 6 dias de antecedência do que as

simulações com óleo leve.

Em relação ao tempo máximo de exposição atmosférica os resultados mostraram que

todas as simulações que utilizaram óleo intermediário o petróleo permaneceu 1 dia a

mais no ambiente.

As simulações de derramamento com óleo leve nos cenários teóricos não mostraram

nenhum risco de contaminação às áreas de proteção ambiental, porém, com a

utilização de óleo intermediário, os cenários teóricos CT-2 e CT-3 apresentam riscos

significativos em todas as áreas de preservação, principalmente na Área de Proteção

Ambiental e Zona de Amortecimento 1, por serem áreas mais próximas do local de

origem do derramamento. O bloco ES-M-418 não apresentou nenhum risco de

contaminação às áreas de proteção ambiental com a utilização de ambos os óleos.

6.2.2.2 Ausência de processos supra-inerciais



remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-

CUM-2, J-M-259 e ES-M-418 são mostrados na Tabela 6.12.


Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






Ocorrência (%)

BM-CUM-1 10 20 - - 30 20 BM-CUM-2 5 - 5 5 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

131

Tabela 6.12 (cont.): Resultados de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos filtrados para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção Área de Proteção Ambiental





BM-CUM-1

2

3.0 3.0 - - 5.0 5.0 BM-CUM-2 0.1 - 1.0 1.0 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 10 10 - - 10 10 BM-CUM-2 20 - 14 14 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 1 2 - - 2 1 BM-CUM-2 1 - 1 1 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 13.3 12.5 - - 50.5 29.9 BM-CUM-2 1.6 - 0.5 24.7 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

Os dados mostraram os piores cenários de derramamento nos blocos da Bacia de

Cumuruxatiba, principalmente o bloco BM-CUM-1. Nesse bloco o derramamento com

óleo leve apenas não atingiu a Zona de Amortecimento 1, por se encontrar mais

distante em comparação com as demais áreas de proteção. Os cenários mostraram

que o óleo superficial atingiu a porção leste da Zona de Amortecimento 2 com máximo

de 30% de probabilidade. As simulações de derramamento no bloco BM-CUM-1

apresentaram os piores cenários nessa área (devido à proximidade), onde o óleo leve

atingiu em alguns locais 5.0 toneladas por célula de 10km2

Os cenários de derramamento no bloco BM-CUM-2 apresentaram riscos somente na

Zona de Amortecimento 1 e na porção leste da Área de Proteção Ambiental. Os

cenários de simulações nos blocos da Bacia do Jequitinhonha (J-M-259) e do Espírito

Santo (ES-M-418) não apresentaram nenhum risco de contaminação ás áreas de

proteção nas simulações com óleo leve na ausência de processos supra-inerciais.

e uma profundidade

máxima de mistura de até 50.5m em alguns locais da porção leste.

132



remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-

CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418 são mostrados na Tabela 6.13.


Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que o óleo não chegou àquela região especificada.


Área e porção






Ocorrência (%)

BM-CUM-1 5 5 - 5 30 20 BM-CUM-2 5 - 5 5 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1

2

1.0 1.0 - 3.0 3.0 3.0 BM-CUM-2 0.1 - 3.0 1.0 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 14 14 - 14 4 10 BM-CUM-2 25 - 20 25 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


(dias)

BM-CUM-1 1 1 - 1 2 1 BM-CUM-2 1 - 1 1 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 2.3 1.7 - 20.3 51.3 7.1 BM-CUM-2 0.6 - 27.6 8.8 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

Os resultados mostraram novamente os piores cenários referentes aos blocos da Bacia

de Cumuruxatiba, principalmente nos cenários de derramamento no bloco BM-CUM-1.

As simulações nesse bloco apresentaram os resultados mais críticos, onde o óleo

intermediário superficial atingiu 30% de probabilidade de atingir a porção leste da Zona

de Amortecimento 2, onde o óleo chegou em apenas 4 dias após o início do

derramamento. Os piores resultados referentes à profundidade máxima de mistura

também foram com as simulações nesse bloco, aonde o óleo chegou a preencher

133

quase toda a coluna d’água em 51.3 e 20.3m em alguns locais, na porção leste da

Zona de Amortecimento 2 e na porção oeste da Zona de Amortecimento 1,

respectivamente.

A Figura 6.14 mostra os dados probabilísticos de chegada do óleo superficial referentes

aos cenários de pior caso de derramamento com a ausência dos processos supra-

inerciais no período de inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-

418, encontrados nas simulações com a utilização de óleo intermediário (Tabela 6.13)

134

Figura 6.14: Resultados de 80 simulações probabilísticas com aplicação de filtro para remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1 de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno, mostrando a probabilidade de chegada do óleo em superfície nos cenários de derramamento nos blocos BM-CUM-1 (canto superior esquerdo), BM-CUM-2 (canto inferior esquerdo), J-M-259 (canto superior direito) e ES-M-259 (canto inferior direito). As áreas em branco representam o PARNA de Abrolhos (dois polígonos menores) e a APA da Ponta das Baleias (polígono maior) e o local de derramamento está assinalado por um x.

135


A Tabela 6.14 mostra os dados comparativos entre cenários de derramamento de 192

m3.dia-1

de óleo leve e óleo intermediário com a aplicação de um filtro de alta

freqüência para a remoção de processos supra-inerciais nos resultados das simulações

numéricas nos blocos licenciados pela ANP (as cores pretas e azuis indicaram as

áreas e porções onde as simulações com óleo intermediário e leve apresentaram os

piores cenários, respectivamente).

Tabela 6.14: Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas com dados hidrodinâmicos filtrados para a remoção de processos supra-inerciais nos cenários de derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve e intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre óleo leve e intermediário (Δ) nos cenários de inverno com a ausência de processos


Ambiental Zona de



(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ)


BM-CUM-1 5 15 - 5 - - BM-CUM-2 - - - - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


10km

BM-CUM-1

2

2.0 2.0 - 3.0 2.0 2.0 BM-CUM-2 - - 2.0 - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 4 4 - 14 6 - BM-CUM-2 5 - 6 9 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 - 1 - 1 - - BM-CUM-2 - - - - - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 11 10.8 - 20.3 0.8 22.8 BM-CUM-2 1 - 27.1 15.9 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Os dados da Tabela 6.14 mostraram que as simulações probabilísticas com dados

hidrodinâmicos de inverno filtrados apresentaram os piores cenários com a utilização

136

de óleo leve nas simulações. As principais diferenças foram encontradas na Área de

Proteção Ambiental, onde derramamentos com óleo leve no bloco BM-CUM-1 atingiram

a área com 5 e 15% a mais de probabilidade e 2.0 toneladas a mais por célula de

10km2

Estes resultados foram encontrados devido a ausência dos processos supra-inercias

(incluindo a maré) e também ao padrão hidrodinâmico do período de inverno. A

remoção da maré, como um dos processos de mistura turbulenta e instabilidades na

zona de plataforma média e interior, implicou no aumento da importância da forçante

do vento no destino do óleo sobre a plataforma continental, e como a densidade do

óleo leve é inferior em relação ao óleo intermediário, o primeiro tendeu a se espalhar

para áreas mais distantes. No inverno, como as temperaturas do ar são mais baixas, o

óleo leve sofreu menos evaporação e permaneceu por mais tempo no ambiente,

favorecendo em seu espalhamento. Em contrapartida, presumiu-se que, o óleo

intermediário por ser mais denso e viscoso, foi menos impulsionado pelo vento em

comparação com o óleo leve, sendo espalhado para distâncias menores.

em comparação com as simulações com óleo intermediário, nas porções leste e

oeste respectivamente. Os piores cenários com a utilização de óleo intermediário nas

simulações foram encontrados principalmente na porção oeste da Zona de

Amortecimento 1, nas simulações de derramamento no bloco BM-CUM-1.

Presumiu-se que os processos de emulsificação também se tornaram mais importantes

em temperaturas mais baixas e com óleos mais viscosos, dessa forma o óleo

intermediário mostrou maior tendência de formar parcelas de emulsões água-óleo.

Essas emulsões, por serem mais densas que a água ao redor, afundaram e se

depositaram no sedimento, retirando o óleo intermediário das camadas superficiais da

coluna d’água.

Os piores cenários de derramamento com óleo intermediário ocorrem na porção oeste

da Zona de Amortecimento 1, principalmente devido à hidrodinâmica sem os efeitos

supra-inerciais. Como mostra a Figura 6.15, o padrão hidrodinâmico de inverno no dia

30/05/1985 sem os efeitos supra-inerciais mostrou as maiores velocidades de correntes

superficiais referentes à Corrente do Brasil ao largo da zona de quebra de plataforma.

Desta forma, com a ausência de fenômenos de alta freqüência a Corrente do Brasil

exerceu maior arraste sobre óleos intermediários (mais densos e viscosos do que óleos

leves) derramados no mar do que o vento. Como a porção oeste da Zona de

Amortecimento 1 encontra-se mais offshore dentre todas as áreas de proteção

137

ambiental, a Corrente do Brasil impulsionou maior arraste sobre o óleo intermediário

para essa porção, determinando o pior cenário.

Figura 6.15. Padrão de circulação superficial filtrado de inverno no dia 30/05/89.

6.2.2.3 Análise comparativa entre simulações com presença e ausência de processos

supra-inerciais


As diferenças entre a hidrodinâmica padrão resultante do modelo POM e a aplicação

do filtro de alta freqüência nas simulações com óleo leve nos blocos licenciados pela

ANP para o período de inverno são mostradas na Tabela 6.15 (as cores pretas e azuis

indicaram as áreas e porções onde as simulações com ausência e presença dos

processos supra-inerciais apresentaram os piores cenários, respectivamente).

138


Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.






Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)


BM-CUM-1 10 10 5 20 10 20 BM-CUM-2 5 - - 5 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


10km

BM-CUM-1

2

- - 0.1 3.0 2.0 2.0 BM-CUM-2 0.1 - 0.9 1.0 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 - - 25 10 6 - BM-CUM-2 20 - 9 14 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 - 1 1 1 - 1 BM-CUM-2 1 - - 1 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 7.8 14.5 2 29.1 0.6 19.9 BM-CUM-2 1.6 - 1.5 24.7 - -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -


Observou-se nos dados da Tabela 6.15 que não existiu nenhum padrão dominante nos

resultados das simulações de derramamento de óleo leve com a presença ou ausência

dos efeitos supra-inerciais na hidrodinâmica da região de estudos no período de

inverno.

Contudo, os resultados comparativos das simulações da Tabela 6.15 mostraram que os

resultados de derramamento no bloco BM-CUM-1 apresentaram, de maneira geral, os

piores cenários com a presença dos processos supra-inerciais, enquanto que os

resultados de derramamento no bloco BM-CUM-2 apresentaram os piores cenários

com a ausência dos processos supra-inerciais. Estes resultados são devidos,

provavelmente, à localização geográfica dos dois blocos e do sentido

nordeste/sudoeste das elipses de maré na região (LEMOS, 2006).

Seguindo o mesmo resultado encontrado na Seção 6.2.3.1, segundo o estudo de

Lemos (2006) as componentes u e v da velocidade das correntes de maré na região

139

próxima ao Banco de Abrolhos seguem a forma de uma elipse de direcionamento

nordeste/sudoeste em profundidades até 1.000m. Assim, como o bloco BM-CUM-1

localiza-se ao norte das áreas de proteção ambiental, as elipses de maré combinadas

com os ventos predominantemente nordestes da região formaram uma resultante que

direcionou o óleo para essas áreas sobre a plataforma continental, onde gerou os

piores cenários com a presença dos processos supra-inerciais.

Em situação contrária, o bloco BM-CUM-2 localiza-se a leste/nordeste das áreas de

proteção e, assim, as elipses de maré influenciadas pelo vento nordeste/leste da região

e a Corrente do Brasil ao largo da quebra de plataforma tenderiam a afastar o óleo das

áreas de proteção ambiental, direcionando-o para o sul/sudoeste. Porém, com a

ausência dos processos supra-inerciais, o direcionamento do óleo derramado no bloco

BM-CUM-2 para esses quadrantes diminuiu de intensidade e, portanto, o óleo penetrou

sobre a plataforma continental impulsionado principalmente pelo vento nordeste/leste, e

atingiu as áreas de proteção ambiental gerando os piores cenários com a ausência dos

processos supra-inerciais.

Os dados diferenciais referentes à probabilidade do óleo superficial apresentaram

pequenas diferenças, onde as simulações de derramamento no bloco BM-CUM-1 que

utilizaram os fenômenos de alta freqüência apresentaram 20% a mais de probabilidade

do óleo superficial atingir as porções oeste da Zona de Amortecimento 1 e 2.

As diferenças encontradas nos dados de máxima profundidade de mistura do óleo

atingiram altos valores, onde o óleo preencheu aproximadamente 20 e 30m a mais de

coluna d’água nas simulações com a presença dos processos supra-inerciais nas

simulações de derramamento no bloco BM-CUM-1 nas porções oeste da Zona de

Amortecimento 1 e 2.


As diferenças entre a hidrodinâmica padrão resultante do modelo POM e a aplicação

do filtro de alta freqüência nas simulações com óleo intermediário para o período de

inverno são mostradas na Tabela 6.16 (as cores pretas e azuis indicaram as áreas e

porções onde as simulações com ausência e presença dos processos supra-inerciais


140


Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias durante o inverno nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e ES-M-418. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre presença e ausência (Δ) de processos supra-inerciais nas simulações com óleo

intermediário. Área de Proteção

Ambiental Zona de



(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ) Leste

(Δ) Oeste

(Δ)


BM-CUM-1 25 15 5 25 10 20 BM-CUM-2 5 - - 5 - -

J-M-259 - - - - 5 - ES-M-418 - - - - - -


10km

BM-CUM-1

2

2.0 2.0 3.0 2.0 2.0 2.0 BM-CUM-2 0.1 - - 1.0 - -

J-M-259 - - - - 0.3 - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 10 10 10 10 2 3 BM-CUM-2 25 - - 25 - -

J-M-259 - - - - 25 - ES-M-418 - - - - - -


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 1 1 1 1 - 1 BM-CUM-2 1 - - 1 - -

J-M-259 - - - - 1 - ES-M-418 - - - - - -


BM-CUM-1 48.8 13.1 2 31.2 0.2 44.4 BM-CUM-2 0.6 - 5 8.8 - -

J-M-259 - - - - 2 - ES-M-418 - - - - - -


Os dados da Tabela 6.16 seguiram o mesmo padrão dos dados encontrados na Tabela

6.15, com a predominância de piores cenários com a presença de processos supra-

inerciais nas simulações de derramamento no bloco BM-CUM-1 e com a ausência de

processos supra-inerciais nas simulações no bloco BM-CUM-2.

Entretanto, os dados da Tabela 6.16 apresentaram valores maiores, principalmente

referentes à probabilidade máxima superficial de ocorrência do óleo e da profundidade

máxima de mistura, em relação aos dados da Tabela 6.15.

As probabilidades do óleo superficial atingir as porções oeste das Zonas de

Amortecimento 1 e 2 e a porção leste da Área de Proteção Ambiental foram 20%

maiores do que nos cenários sem os processos supra-inerciais, nas simulações

realizados no bloco BM-CUM-1.

141

Essas diferenças encontradas nos dados com ausência e presença dos processos

supra-inerciais nas simulações com o óleo intermediário foram maiores em

comparação com as simulações com óleo leve devido principalmente às propriedades

físico-químicas do óleo mais denso. A importância do papel dos fenômenos de alta

freqüência como forçantes nos derramamentos de petróleo é maior em óleos mais

densos, pois a maré, por proporcionar maior energia de mistura e turbulência sobre a

plataforma continental do que em áreas oceânicas, misturou o óleo denso na coluna

d’água mais rapidamente do que o óleo leve (maiores diferenças encontradas na

porção leste da Área de Proteção Ambiental - 48.8m - e na porção oeste da Zona de

Amortecimento 2 - 44.4m). Desta forma, presumiu-se que na presença da maré o óleo

leve tendeu a se dissolver mais superficialmente, aumentando a superfície livre de

contato com a atmosfera e evaporando mais rapidamente.

A ausência da maré nas simulações com óleo mais denso causou as maiores

diferenças devido também ao arraste do vento. Nos cenários de ausência de processos

supra-inerciais, o vento teve papel menos importante no arraste superficial do óleo de

maior viscosidade sobre a plataforma continental, onde as correntes de maré teriam

maior energia para transportar o óleo mais denso.

6.3 Análise comparativa entre simulações de verão e inverno

A análise comparativa sazonal mostrou as principais diferenças entre as simulações de

verão e inverno que utilizaram óleo leve e intermediário, a fim de se identificar quais os

piores cenários possíveis das simulações numéricas de derramamento de óleo nos

dois períodos sazonais.

6.3.1 Simulações com óleo leve

As diferenças nos resultados das simulações probabilísticas realizadas com óleo leve

nos períodos sazonais de verão e inverno são mostradas na Tabela 6.17 (as cores

pretas e azuis indicaram as áreas e porções onde as simulações de inverno e verão


142

Tabela 6.17: Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas nos cenários de verão e inverno com derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API leve durante 30 dias nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e cenários teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre verão e inverno (Δ) nas simulações com óleo leve.




Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)


BM-CUM-1 - 10 5 15 30 - BM-CUM-2 30 5 45 50 5 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


10km

BM-CUM-1

2

2.0 - 0.1 2.0 - - BM-CUM-2 3.0 0.5 2.9 3.0 0.1 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1 6 6 25 4 2 6 BM-CUM-2 4 10 23 4 14 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 - - 1 - 1 - BM-CUM-2 1 1 - 2 1 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -


BM-CUM-1 19.6 25.4 2 16.9 4 15.4 BM-CUM-2 1.6 0.7 49 31.9 0.1 -

J-M-259 - - - - - - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - - - - - CT-3 - - - - - -

Pior cenário no período de verão Pior cenário no período de inverno

Os resultados diferenciais da Tabela 6.17 mostraram que as simulações de

derramamento com a utilização de óleo leve foram distintas entre os períodos de verão

e inverno. Observou-se que os derramamentos simulados no bloco BM-CUM-1 tiveram,

de modo geral, os piores cenários no período de inverno, enquanto que no período de

verão os piores cenários foram aqueles com origem no bloco BM-CUM-2. Essas

143

diferenças encontradas foram em função, além da origem geográfica do

derramamento, dos padrões hidrodinâmicos de verão e inverno e das características

físico-químicas do óleo leve.

Segundo a Figura 6.1, a Corrente do Brasil mostrou uma maior intensificação iniciando-

se em aproximadamente 18oS ao largo da zona de quebra de plataforma,

principalmente no período de verão. Desta forma, a Corrente do Brasil exerceu maior

influência no transporte do óleo derramado no bloco BM-CUM-2 por encontra-se mais

ao sul (próximo a 18o

Durante o inverno, segundo a Figura 6.2, a Corrente do Brasil foi menos intensa e com

maiores instabilidades de vórtices e meandros, principalmente acima de 18

S) em relação ao bloco BM-CUM-1. Assim, os piores cenários de

derramamento de óleo leve foram encontrados no verão em vazamentos no bloco BM-

CUM-2, onde o óleo superficial atingiu as porções leste e oeste da Zona de

Amortecimento 1 com 45 e 50% a mais de probabilidade, respectivamente, em

comparação com as simulações de inverno.

o

O óleo atingiu a coluna d’água em todas as áreas de preservação, onde as simulações

de derramamento no bloco BM-CUM-1 mostraram os piores resultados no inverno em

comparação com o verão, com o óleo leve atingindo uma profundidade de mistura de

25.4 e 19.6m a mais nas porções oeste e leste da Área de Proteção Ambiental,

respectivamente. Já os resultados de derramamento no bloco BM-CUM-2, se

destacaram os cenários mais críticos na Zona de Amortecimento 1, onde o óleo

S. Esse

padrão hidrodinâmico é desfavorável à aproximação do óleo para as áreas de proteção

ambiental, as quais encontram-se ao sul e sudoeste em relação aos blocos da Bacia de

Cumuruxatiba e, assim, o óleo leve derramado no bloco BM-CUM-2 não atingiu essas

áreas nas simulações de inverno. As simulações de derramamento realizadas no bloco

BM-CUM-1 mostraram que o óleo leve atingiu as áreas de proteção ambiental, onde a

possível explicação é que o óleo menos denso apresentou menos evaporação no

inverno do que no verão devido às diferenças de temperatura do ar (ficando por mais

tempo sujeito ao arraste do vento e correntes superficiais). Outra explicação diz

respeito à localização geográfica, pois o bloco BM-CUM-1 localiza-se mais próximo das

áreas de proteção ambiental em comparação com o bloco BM-CUM-2. Os dados de

derramamento no período de inverno no bloco BM-CUM-1 da Tabela 6.17 mostraram

que o óleo leve superficial atingiu as porções leste e oeste da Zona de Amortecimento

1 com 5 e 15% a mais de probabilidade do que no período de verão, respectivamente.

144

superficial teve 50 e 45% a mais de probabilidade de atingir a área no período de verão

nas porções oeste e leste, respectivamente, e onde foram encontradas as maiores

profundidades de mistura (49 e 31.9m a mais no período de verão nas porções leste e

oeste, respectivamente).

6.3.2 Simulações com óleo intermediário

As diferenças entre os períodos sazonais de verão e inverno com a utilização de óleo

intermediário nas simulações numéricas são mostradas na Tabela 6.18 (as cores

pretas e azuis indicaram as áreas e porções onde as simulações de inverno e verão


Tabela 6.18: Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas nos cenários de verão e inverno com derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e cenários teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre verão e inverno (Δ) nas simulações com óleo intermediário.




Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)


BM-CUM-1 10 50 - - 50 50 BM-CUM-2 40 10 75 60 20 5

J-M-259 5 - 5 5 - 5 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 5 - - - CT-3 20 5 30 20 5 5


10km

BM-CUM-1

2

2.0 2.0 2.7 - - - BM-CUM-2 3.0 3.0 7.0 10.0 1.0 0.1

J-M-259 0.3 - 0.5 0.3 0.2 - ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 0.1 - - - CT-3 3.0 1.0 3.0 3.0 0.1 0.1


BM-CUM-1 - - 15 21 - 5 BM-CUM-2 4 7 18 2 7 7

J-M-259 25 - 14 14 - 25 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 14 - - - CT-3 4 7 2 4 20 20


145

Tabela 6.18 (cont.): Resultados comparativos de 80 simulações probabilísticas nos cenários de verão e inverno com derramamento de 192 m3.dia-1

Dados

de óleo de grau API intermediário durante 30 dias nos blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259, ES-M-418 e cenários teóricos CT-1, CT-2 e CT-3. A ausência de dados indica que os valores referentes aos dois óleos são iguais.


Área, porção e diferença entre verão e inverno (Δ) nas simulações com óleo intermediário.




Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)

Leste (Δ)

Oeste (Δ)


Atmosférica (dias)

BM-CUM-1 - - - - 2 2 BM-CUM-2 4 2 1 4 2 1

J-M-259 1 - 1 1 - 1 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 1 - - - CT-3 1 1 1 1 1 1


BM-CUM-1 0.3 34.5 0.4 - - 0.3 BM-CUM-2 51.5 29.1 18.9 51.5 1.4 0.6

J-M-259 2.0 - 2.0 2.0 - 2.0 ES-M-418 - - - - - -

CT-1 - - - - - - CT-2 - - 0.6 - - - CT-3 12.6 14.9 31.9 15.6 0.6 0.6


Os resultados diferenciais da Tabela 6.18 mostraram que as simulações com óleo

intermediário apresentaram os cenários mais críticos no período de verão nos blocos

licenciados pela ANP e no período de inverno nos cenários teóricos. Essas diferenças

foram encontradas principalmente em função da origem geográfica do derramamento e

dos padrões hidrodinâmicos de verão e inverno, além das características físico-

químicas do óleo intermediário.

Os resultados de derramamento de óleo intermediário no bloco J-M-259 da Bacia do

Jequitinhonha mostraram que apenas nos cenários de verão com utilização de óleo

mais denso é que o petróleo atingiu todas as áreas de proteção ambiental. O mesmo

padrão de resultados das simulações também foi encontrado nos cenários de

derramamento nos blocos da Bacia de Cumuruxatiba (BM-CUM-1 e BM-CUM-2),

atingindo as áreas de proteção ambiental principalmente no verão. Os piores cenários

foram observados na Zona de Amortecimento 1 nos derramamentos no bloco BM-

CUM-2, onde as probabilidades do óleo intermediário atingir as porções leste e oeste

foram 60 e 75% a mais no período de verão, respectivamente. As maiores diferenças

de profundidade de mistura do óleo na coluna d’água em derramamentos nesse bloco

foram encontradas na porção leste e oeste (51.5m a mais de profundidade no período

146

de verão) da Área de Proteção Ambiental e Zona de Amortecimento 1,

respectivamente.

Esses resultados foram encontrados devido ao fator combinado de duas

características: a Corrente do Brasil torna-se mais intensa no verão (espalhando o óleo

para os quadrantes sul e sudoeste com maior intensidade) e onde o óleo intermediário

evapora-se menos em relação ao óleo leve, permitindo-o que permaneça por mais

tempo na superfície e seja transportando pela Corrente do Brasil e pelo vento

nordeste/leste para áreas mais distantes da origem do derramamento.

Os resultados de derramamento no cenário teórico CT-3 também mostraram que o óleo

intermediário atingiu todas as áreas de proteção ambiental. Os cenários mais críticos

foram encontrados no inverno na Zona de Amortecimento 1 (área de proteção

ambiental mais próxima ao cenário teórico CT-3) com a probabilidade do óleo

superficial atingir as porções leste e oeste com 30 e 20% a mais do que as simulações

no período de verão, respectivamente. Os dados do cenário teórico CT-2 também

mostraram riscos à porção leste da Zona de Amortecimento 1, mesmo em menor

intensidade, com probabilidade do óleo superficial atingir essa porção 5% a mais no

inverno do que no verão.

Em ambos os cenários teóricos, o óleo intermediário atingiu as áreas de proteção

principalmente devido às instabilidades de vórtices e meandros próximos a 18o

Segundo os cenários probabilísticos de derramamento de óleo leve e intermediário no

verão e inverno, o pior período sazonal para a ocorrência de um derramamento foi no

verão, com a utilização de óleo intermediário.

S no

período de inverno, como mostra a Figura 6.16. Essas instabilidades e o

enfraquecimento da Corrente do Brasil no inverno associadas às correntes de maré

sobre a plataforma continental favoreceram o destino do óleo para nordeste/leste nos

cenários de derramamento com óleo intermediário nesses cenários teóricos.

147

Figura 6.16: Padrão de circulação superficial de inverno nos dias 13/07/89.

6.4 A Zona de Exclusão

Segundo os cenários probabilísticos de derramamento de óleo leve e intermediário no

período de verão e inverno, pôde-se delimitar uma área de exclusão para as atividades

de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) de petróleo próximo ao Banco de Abrolhos e

adjacências. Os blocos licenciados pela ANP ou cenários teóricos em que o óleo

atingiu alguma porção das áreas de proteção, mesmo em pequenos valores

probabilísticos, compõem a área de exclusão onde, preferencialmente, não deva haver

nenhuma atividade ligada à indústria do petróleo que ofereça riscos de derramamento

de óleo.

A Figura 6.17 mostra a região de estudos com a zona de exclusão segundo os cenários

probabilísticos das simulações do modelo OSCAR com os parâmetros ambientais

fornecidos e as estratégias de modelagem.

148

Figura 6.17: Localização da área de estudos com níveis batimétricos até 3.200 metros, os blocos

licenciados pela ANP e os Cenários Teóricos. A região em vermelho representa a Zona de Exclusão, e

os polígonos em branco representam a APA Ponta das Baleias (polígono maior) e o PARNA de Abrolhos

(polígono médio - Zona de Amortecimento 1; polígono menor - Zona de Amortecimento 2).

A Zona de Exclusão delimitada no presente estudo abrangeu as três bacias marítimas

presentes na região, toda a Bacia de Cumuruxatiba, a porção norte da Bacia do

Espírito Santo e a porção sul da Bacia do Jequitinhonha. O limite leste da Zona de

Exclusão é a região de quebra de plataforma, pois como mostraram os dados

hidrodinâmicos do modelo POM (Figuras 6.1 e 6.2), as correntes superficiais em águas

profundas são relativamente mais fracas do que a Corrente do Brasil e as correntes de

maré sobre a plataforma continental, influenciando pouco no espalhamento do óleo

superficial. O limite oeste da Zona de exclusão é a região costeira, pois mesmo em

águas da plataforma interna e média as velocidades residuais das correntes de maré

149

podem levar o óleo tanto para sul quanto para o norte (resultados das simulações do

cenário teórico CT-1), ou seja, em cenários de maior volume de derramamento o óleo

pode atingir as áreas de proteção.

A Zona de Exclusão significou, segundo o presente estudo, como uma área onde

preferencialmente não deva haver nenhuma atividade da indústria do petróleo onde

derramamentos de óleo possam ocorrer. Caso alguma exploração ou produção seja

desenvolvida nessa área, o máximo de precaução deve ser aplicado, onde se sugere

que as próprias empresas encarregadas de conter um derramamento de óleo instalem

equipes altamente eficientes e equipamentos modernos nas plataformas marítimas

dessa área, aumentando as probabilidades de contenção e remoção do óleo

superficial.

153

CAPÍTULO 7: CONCLUSÃO

154

Conclui-se pelo presente trabalho que a determinação da zona de exclusão para as

atividades de pesquisa e desenvolvimento (P&D) de petróleo na região do Banco de

Abrolhos e adjacências usando o modelo numérico de derramamento de óleo

OSCAR foi satisfatória utilizando as estratégias de simulações apresentadas

anteriormente.

Os dados hidrodinâmicos do modelo POM mostraram a distribuição sazonal das

correntes superficiais na região, com o período de verão correspondendo às maiores

velocidades da Corrente do Brasil (CB) ao largo da zona de quebra de plataforma.

Nesse período também foi observada a estável continuidade da CB em toda a área

de estudos, com a presença de poucas instabilidades ao norte de 18oS referentes a

presença de vórtices e meandros. Também foi observada a presença do Vórtice de

São Tomé próximo à 22oS e o início da formação do Vórtice de Royal Charlotte

próximo à 17oS.

No período de inverno o padrão hidrodinâmico da região de estudos mostrou-se

diferente do período de verão segundo os dados do modelo POM. Nesse período

sazonal se destacou as fortes instabilidades presentes ao norte de 18oS, com a

presença acentuada e bem desenvolvida do Vórtice de Ilhéus, em aproximadamente

16oS, e o Vórtice de Royal Charlote em aproximadamente 17oS. Nessa região

também se verificou a descontinuidade e enfraquecimento da CB ao largo da zona

da quebra de plataforma. Ao sul de 18o

Concluiu-se que a maré influenciou fortemente nos resultados probabilísticos de

destino do óleo nos cenários de derramamento. Muitos fatores mostraram influenciar

o destino do espalhamento do óleo com a ausência dos processos supra-inerciais,

como a localização geográfica do derramamento, o tipo do óleo utilizado nas

S a CB estabilizou-se novamente, porém com

algumas porções tendendo a fluir para o norte com as correntes de maré, e também

a completa ausência do Vórtice de São Tomé. Esses padrões hidrodinâmicos de

corrente superficial no período de verão e inverno mostraram-se determinantes no

destino do espalhamento do óleo superficial na região de estudos.

A aplicação de um filtro de 40 horas para a remoção dos processos de alta

freqüência nos dados hidrodinâmicos do modelo POM mostrou-se adequada ao

presente estudo como novas fontes de forçantes externas ao sistema para as

simulações de derramamento de óleo.

155

simulações, os ventos predominantes e o comportamento da maré na região. Na

região do Banco de Abrolhos, por apresentar alta energia hidrodinâmica associada

aos fenômenos de maré, as elipses impulsionaram o óleo preferencialmente para

oeste/sudoeste, juntamente com o vento nordeste. Desta forma, no período de

verão, os piores cenários de derramamento com óleo leve e intermediário no bloco

BM-CUM-1 da Bacia de Cumuruxatiba foram encontrados com a presença dos

processos supra-inerciais, ou seja, utilizar uma forçante hidrodinâmica sem a maré

não permitiria encontrar os piores cenários de derramamentos nesse bloco,

subestimando os resultados reais. Esse bloco também apresentou alta proximidade

às áreas de proteção ambiental do Banco de Abrolhos e APA Ponta das Baleias,

intensificando os cenários críticos de derramamento. Nas simulações de verão de

derramamento no bloco BM-CUM-2 os resultados mais críticos foram encontrados

com a ausência dos processos supra-inerciais, ou seja, em cenários reais de

derramamento com a presença da maré os resultados serão menos críticos do que

com a ausência da maré.

Nas simulações de derramamento no bloco J-M-259 da Bacia do Jequitinhonha no

mesmo período sazonal o óleo apenas chegou às áreas de proteção ambiental com

a presença dos processos supra-inerciais, ou seja, retirando a maré dos dados

hidrodinâmicos não foi possível observar tal resultado.

No inverno, as simulações com óleo leve e intermediário apresentaram o mesmo

padrão, onde a ausência dos processos supra-inerciais mostrou os piores resultados

finais de espalhamento do óleo apenas nos derramamentos do bloco BM-CUM-2 da

Bacia de Cumuruxatiba, ou seja, retirando a maré dos dados hidrodinâmicos no

período de inverno não foi possível observar os piores cenários de derramamento no

bloco BM-CUM-1 e J-M-259, os quais só mostraram os piores cenários com a

presença da maré. Assim, de maneira geral, as simulações numéricas de

derramamento de óleo que não utilizarem os fenômenos de alta freqüência nos

dados hidrodinâmicos não irão observar os piores cenários de vazamento de óleo.

Os blocos e cenários teóricos utilizados nas estratégias de simulações apresentaram

resultados satisfatórios em relação aos locais de risco em caso de derramamento de

óleo. Os blocos que mais ofereceram riscos de contaminação do óleo às áreas de

proteção foram o BM-CUM-1 e o BM-CUM-2 da Bacia de Cumuruxatiba nas

simulações com óleo leve (BM-CUM-1 no inverno e BM-CUM-2 no verão) e

156

intermediário (verão para ambos), onde em todos os cenários analisados no

presente estudo o óleo atingiu alguma porção das áreas de proteção ambiental.

Segundo os dados diferencias entre verão e inverno das Tabelas 6.16 e 6.17 com

simulações com óleo leve e intermediário, respectivamente, o pior período sazonal

para ocorrência de um derramamento de óleo foi no verão com a utilização de óleo

intermediário.

O bloco J-M-259 apresentou riscos somente nas simulações com óleo intermediário,

principalmente no período de verão, tornando a Bacia do Jequitinhonha como área

de altos índices de risco de contaminação somente em sua porção sul. Já o bloco

ES-M-418 não apresentou nenhum risco às áreas de proteção em nenhum cenário

de derramamento de óleo no presente estudo, colocando a porção norte da Bacia do

Espírito Santo como área sem riscos de contaminação ao Banco de Abrolhos e

adjacências.

Os cenários teóricos se mostraram úteis no auxílio de melhor delimitar uma área de

exclusão na região de estudos. O cenário teórico CT-1 foi o único cenário onde o

óleo não atingiu as áreas de proteção, porém, como os resultados mostraram uma

alta proximidade do óleo superficial a estas áreas, essa região da Bacia do

Jequitinhonha pode representar áreas de risco de contaminação ao Banco de

Abrolhos e adjacências em cenários de derramamento com quantidades maiores de

vazão do óleo. O cenário teórico CT-2 apresentou riscos somente nas simulações de

inverno com derramamento de óleo intermediário, delimitando essa porção da Bacia

do Jequitinhonha como áreas de índices potenciais de contaminação às áreas de

proteção ambiental. O cenário teórico CT-3 da Bacia do Espírito Santo apresentou

riscos também somente no inverno e com simulações com óleo intermediário,

enquadrando os limites norte dessa bacia como áreas de índices de contaminação

ao Banco de Abrolhos e adjacências.

Pelo apresentado acima, concluiu-se que a zona de exclusão deva englobar todos

os blocos e cenários teóricos de derramamento em que houve alguma contaminação

às áreas de proteção, como os blocos BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259 e os

cenários teóricos CT-2 e CT-3. Assim, a zona de exclusão se estendeu desde os

limites sul da Bacia do Jequitinhonha (aproximadamente 16oS) até os limites norte

da Bacia do Espírito Santo (aproximadamente 19o 15’S). O limite leste é a zona de

157

quebra de plataforma devido à forte hidrodinâmica da Corrente do Brasil na região e

no limite oeste estabeleceu-se a zona costeira.

As conclusões podem ser resumidas na Tabela 7.1.

Tabela 7.1: Blocos licenciados pela ANP que ofereceram riscos de contaminação às áreas de proteção ambiental.

Período Sazonal

Padrão hidrodinâmico Simulação

Blocos que ofereceram

contaminação

Bloco que ofereceu cenário de pior caso

Verão

Presença da maré

Óleo leve BM-CUM-1 e BM-CUM-2 BM-CUM-1


BM-CUM-1, BM-CUM-2 e J-M-259 BM-CUM-1

Ausência da Maré



BM-CUM-1 e BM-CUM-2 BM-CUM-1

Inverno

Presença da maré



BM-CUM-1, BM-CUM-2, J-M-259,

CT-2 e CT-3 BM-CUM-1

Ausência da maré



BM-CUM-1 e BM-CUM-2 BM-CUM-1

Por fim, recomenda-se que futuras simulações de derramamento de óleo devam ser

realizadas na região de estudos com diferentes taxas e volumes de derramamento

de óleo, tanto na Bacia do Espírito Santo quanto na Bacia do Jequitinhonha, para

determinar com maior precisão quais outras localidades oferecem riscos ao Banco

de Abrolhos e áreas adjacentes, configurando uma zona de exclusão com limites

mais precisos.

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CAPÍTULO 8: REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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